Экономическое обоснование выбора оптимального варианта проекта раз-работки месторождения

       Сопоставление основных проектных и фактических  показателей за период  
1991-1997 гг. приведены в табл.2.1.

       Годовые объемы добычи газа в период 1991-1995 гг. превышали проектные на 1,4-16,3 %  . Это связано с большим, относительно проектных, числом фактически действующих скважин за счет уменьшении резервного фонда. В 1996-1997 гг. на расхождение проектных и фактических объемов добычи оказал влияние более высокий коэффициент эксплуатации высокодебитных скважин.

       С начала разработки месторождения содержание конденсата закономерно снизилось  с 360 г/м³ до 44,91 г/м³ в 1987 г. Последующий период характеризуется монотонным ростом содержания конденсата в продукции скважин, что сказалось на среднем содержании С₅₊ в газовой фазе и извлечении стабильного конденсата. Повышенное содержание С₅₊ связано с проявлением двухфазной фильтрации и притоком жидких углеводородов к забоям эксплуатационных скважин практически всех УКПГ. В дальнейшем, по мере снижения пластового давления (1994-1997 гг.), этот процесс, возможно, еще больше активизировался за счет начала прямого испарения выпавшего конденсата.

       Фонд  эксплуатационных, контрольно-наблюдательных и пьезометрических скважин соответствует проектному. Уменьшение фонда действующих скважин в 1997 г. связано с переводом 14 единиц в фонд нагнетательных скважин (реализация проекта “Конденсат-3”). Колебания коэффициента эксплуатации в период 1991-1995 гг. обусловлены перераспределением отборов между низкодебитными (периферийными) и высокодебитными (купольными) скважинами.

       Cредневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление выше проектного, а в зоне дренирования в 1996-1997 гг. практически совпадает с проектным (см.табл.2.1).

       Условия подготовки газа ( давление и температура) в основном соответствуют проектным. Динамика снижения давления на входе  ДКС обусловлена необходимостью повышения эффективности работы низкодебитных скважин, выносящих дополнительное количество жидких углеводородов. Качество подготовки газа лучше, чем предусматривалось проектом - содержание С₅₊ в магистральном газе от 9,8 до 8,4 г/м³, что ниже проектного.

3.2.Состояние фонда скважин

    Общий фонд скважин на основную газоконденсатную залежь по состоянию на 01.07.99 г. составляет 207 единиц, из них действующих 143, контрольно-наблюдательных 9, пьезометрических 8, геофизических 4, нагнетательных (по проектам “Конденсат-2, 3”) для закачки тюменского газа 17, промстоков- 2.

    Из  числа эксплуатационных 19 скважин  находятся в бездействии, в том числе:

    1) В ожидании освоения после  капремонта скв.79

    2) В освоении после самоглушения  находится скв.199.

    3) В ожидании капремонта стоят  8 скважин по следующим причинам:

• по скв. 33 будет выполнена ревизия и ремонт струйного аппарата;
• по скв.163 планируется извлечение струйного аппарата и перевод скважины в нагнетательные по программе режим – регулятор;
• в скв. 169 пробка в НКТ;
• по скв.173 и 179 нет условий для выноса жидкости с забоя, необходим спуск специального оборудования;
• по скв.182 будут заменены НКТ  и ФА, а также произведена перфорация отложений Р1;
• по скв.187 нарушение в НКТ;
• в скв. 213 пробка в НКТ.

    4) В капремонте находится скв. 80. В  скважину спущена установка  циклического газлифта.

    5) В ожидании ликвидации находится скв. 176. Аварийное состояние ствола.

    6) В ожидании перевода в контрольно-наблюдательные 7 скважин:

• скв. 23, 26, 62, 65, 166 обводнены, и отсутствует приток пластовых флюидов;
• по скв. 146 отсутствует приток  пластовых флюидов. Скважина не добурена до основных газоотдающих интервалов;
• в скв. 147 аварийное состояние ствола скважины.

    В консервации находятся скважины 244,245,247, также пробуренные в основную залежь месторождения, но с низким притоком флюидов.

    Разбуривание  основной залежи было завершено в 1991 г.

    Коэффициент эксплуатации по всему фонду на 01.07.99 г. составил 0,881, коэффициент использования 0,792. Увеличение коэффициента эксплуатации связано с переводом низкодебитных скважин УКПГ-1 в нагнетательные под закачку сухого тюменского газа, а в основном за счет увеличения времени работы высокодебитных скважин.

    Скважины  оборудованы насосно-компрессорными трубами (НКТ) различных диаметров. Так, в 39 скважинах спущены НКТ  диаметром 73 мм, в 68 - 89 мм,  
в 7 -114 мм и в 9 - увеличенного диаметра-127 мм. Остальные скважины оборудованы двухступенчатыми лифтами в основном 114 ´ 89 мм. Эксплуатаци яскважин осуществляется по НКТ (138 скважин). Газлифтным способом оборудовано 74 скважины, работают в газлифтном режиме для обеспечения выноса жидкой фазы 42 скважины. В качестве энергетического используется тюменский газ высокого давления. Суточный расход газлифтного газа на скважину составляет  10-50 тыс.м³, в целом по всем газлифтным скважинам в сутки расходуется около 600 тыс.м³ сухого газа. С 1988 г. на месторождении основным методом удаления жидкости с забоев является перевод скважин на газлифтную эксплуатацию. Критериями перевода являются:

       - высокое содержание жидкости  в продукции скважин;

       - низкий коэффициент продуктивности  по газу.

       Исходя  из этих критериев переоборудованы  на газлифтный режим 73 скважины.

       На  балансе ВГПУ находится 30 скважин, ликвидированных  по различным причинам. Четыре из них (скв.25, 183, 195, 176) ликвидированы в результате обводнения, 14 скважин (203, 204, 210, 211, 212, 214, 215, 216, 226, 228, 232, 260, 300, 301) - разведочные, остальные ликвидированы по техническим причинам.

       С 1993 г. в соответствии с проектом “  Конденсат-2” осуществляется закачка  в пласт тюменского газа через  нагнететельные скважины УКПГ-8 (скв.128,269, 270, 273) и в рамках проекта “Конденсат-3”  с февраля 1997 г. по скважинам УКПГ-1 (скв.18, 84, 86, 88, 91, 92, 102, 159, 170, 257, 259, 90, 93, 106).

       Объем закачки за весь период реализации проектов составил 2118,85 млн.м³, из них 1720,6 млн.м³ по УКПГ-8.

       Текущие дебиты скважин находятся в пределах 5-250 тыс.м³/сут. при среднем дебите по залежи 58,3 тыс.м³/сут. С дебитом от 5 до 50 тыс м³/сут работают 90 скважин, от 50 до 100 тыс.м³/сут- 38, свыше 100 тыс.м³/сут работают скв. 89, 7 , 104, 105, 108, 95, 116, 119, 121, 127, 129, 130, 100, 251. Средняя депрессия составляет 0,98 Мпа.

       Рабочее устьевое давление находится в пределах 1,05¸1,6 МПа, давление сепарации 0,98¸1,17 МПа.

       Режимы  работы скважин на данном этапе разработки месторождения определяются давлением на приеме ДКС. В связи с этим ряд сводовых скважин работает периодически. 
 
 
 
 

 

4.Экономическое обоснование варианта доразработки Вуктыльского НГКМ

    4.1.Краткие  сведения о варианте доразработки  Вуктыльского НГКМ в режиме  хранилища-регулятора

    Разработка  газоконденсатных месторождений на режиме истощения сопряжена с целым рядом негативных технико-технологических и социальных последствий. Принимая во внимание то, что по газодобывающим регионам России к настоящему времени сформировались большие группы истощенных газоконденсатных месторождений, следует констатировать существование актуальнейшей проблемы газодобывающей отрасли включающей необходимость решения следующих задач:

  -сохранение  фонда работоспособных скважин;

  -увеличение  продуктивности добывающих скважин;

  -вовлечение  в активную разработку остаточных  запасов газа и особенно газового конденсата;

  -повышения  газоконденсатоотдачи пласта при  разработке газоконденсатных месторождений.

    Исследования  ВНИИГАЗа позволили предложить технологию эксплуатации газоконденсатных месторождений, истощенных до давления 3-5 МПа (патент ВНИИГАЗа №2055980). Научные основы метода воздействия на пласт включают следующие моменты:

  -нагнетание  в пласт предельно неравновесного  по отношению к выпавшей жидкой  углеводородной фазе газообразного агента (сухого, менее плотного и менее калорийного газа);

  -замещение  в пласте жирного газа на  нагнетаемым сухим газом;

  -испарение  за фронтом вытеснения легких  фракций ретроградного конденсата  закачанный газ и последующее  извлечение смеси из пласта;

  -поддержание  пластового давления в зоне  воздействия и стабилизации работы как добывающих скважин, так и промысловой системы подготовки газа и конденсата к транспортировке;

  -снижение  давления забрасывания объекта  повышения газоконденсатоотдачи  пласта.

    В соответствии с утвержденным ЦКР  «Газпрома» в1989 году проектом «Конденсат-2» на Вуктыльском НГКМ реализуется «Технологическая схема эксплуатации опытного участка в районе УКПГ-1 с закачкой сухого газа в пласт», которая предусматривает:

    -вытеснение  пластового газа сухим;

    -повышение  степени извлечения углеводородов, в том числе за счет испарения в сухой неравновесный газ широкого спектра жидких углеводородов и ретроградного конденсата;

    -замедление  темпа падения пластового давления;

    -стабилизацию  работы эксплуатационных скважин  и повышение их производительности.

          Результаты исследования на промышленном полигоне Вуктыльского НГКМ наглядно доказывают целесообразность закачки сухого тюменского газа и  возможность применения этой технологии на реальных газоконденсатных месторождений  работающих на режиме истощения.

4.2.Экономическая оценка эффективности проекта

4.2.1.Основные положения

      Расчеты экономической эффективности выполнены  в соответствии с "Методическими  рекомендациями по оценке эффективности  инвестиционных проектов (вторая редакция)", утвержденными Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госкомитетом РФ по строительству, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.

      В качестве основных показателей, характеризующих  коммерческую эффективность, приняты: чистый денежный доход (ЧД), дисконтированный денежный доход, срок окупаемости капитальных затрат, внутренняя норма доходности проекта (ВНД).

      Коммерческая  эффективность проекта доразработки месторождения оценена по трем вариантам: наряду с базовым вариантом разработки на истощение (вариант Р0) рассмотрены  два варианта с закачкой сухого тюменского газа в пласт (варианты Р2 и Р4), отличающиеся различными темпами нагнетания газа и сроками ввода в работу нагнетательных скважин.

      Расчеты выполнены в стоимостных показателях, сформировавшихся по ценам на продукцию  капитального строительства (обустройство УКПГ, строительство трубопроводов) и на элементы эксплуатационных затрат в добыче, транспорте и переработке УВ по состоянию на 01.07.2004г.

      Планируемые объемы добычи углеводородов за расчетный  период представлены в таблице 4.1.

      Таблица 4.1

Добыча  природного газа и нестабильных ЖУВ