Инженерно-техническая оценка и оптимизация добычи газа из низконапорных пластов (на примере Медвежьего НГКМ)

Введение: Актуальность проблемы и характеристика месторождения

Когда речь заходит о разработке газовых гигантов Западной Сибири, мы неизбежно сталкиваемся с феноменом истощения. Это не внезапный отказ, а медленный, но неизбежный переход от мощного фонтанного режима к низконапорному, трансформация, которая диктует необходимость кардинальной перестройки всей промысловой инфраструктуры.

В центре нашего анализа — Медвежье нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), один из пионеров освоения Крайнего Севера. На текущий момент Медвежье находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высоким коэффициентом выработанности запасов — около 80%. По первоначальным оценкам, месторождение содержало 2,32 трлн м³ извлекаемого свободного газа, но на поздних этапах разработки извлекаемые запасы снизились примерно до 495 млрд м³. Этот факт прямо указывает на то, что дальнейшая эксплуатация возможна только при условии широкомасштабной интенсификации и технического перевооружения. Продолжение добычи, запланированное как минимум до 2030 года, полностью зависит от успешного внедрения технологий работы с низконапорным газом.

Для академического анализа необходимо четко обозначить терминологический аппарат:

• Низконапорный природный газ (ННГ): Это газ, добываемый на зрелых месторождениях, где естественная пластовая энергия уже истощена. Его давление на устье скважины, как правило, составляет критически низкие значения, около 0,4–0,5 МПа, что недостаточно для бесперебойной подачи на установки подготовки газа (УПГ) без использования дожимных компрессорных станций (ДКС).
• Нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ): Комплексное месторождение, где совместная добыча нефти, газа и конденсата требует сложного, рационального подхода к разработке и поддержанию пластового давления.
• Коэффициент извлечения газа (КИНг): Отношение объема газа, который был или будет извлечен, к его начальному геологическому объему. Для Медвежьего НГКМ, где выработанность запасов достигла почти 80%, повышение КИНг на каждый процент требует значительных инвестиций и применения высокотехнологичных методов, что и является главной задачей промысла.

Геолого-физическое обоснование низконапорного режима

Переход Медвежьего НГКМ к низконапорному режиму обусловлен фундаментальными геолого-физическими факторами, связанными как с высокой степенью истощения пластов, так и с неоднородностью коллекторов.

Особенности сеноманских и сенонских отложений

Основной продуктивный горизонт Медвежьего — сеноманские отложения (горизонты ПК1 – Дл-I-III), залегающие на относительно небольших глубинах (1000–1200 метров). Сеноманские песчаники исторически обеспечивали высокие дебиты благодаря своим исключительным коллекторским свойствам:

• Пористость: 30–35%.
• Проницаемость: Очень высокая, обеспечивающая эффективный дренаж.

Однако по мере истощения сеноманских залежей, фокус смещается на сенонские (надсеноманские) отложения, залегающие, например, на глубине около 950 м. Эти пласты относят к категории трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). Исследования керна показывают, что, несмотря на высокую пористость (также 30–35%), проницаемость сенонского коллектора крайне неоднородна и низка, варьируясь от 0,15 до 8,2 мД. Такая сложная структура коллектора требует радикальных мер по интенсификации притока, прежде всего Многостадийного ГРП.

Динамика пластового давления и текущее состояние

Главным триггером перехода к низконапорному режиму является критическое падение пластового давления ($\text{P}_{\text{пл}}$).

Изначально пластовое давление ($\text{P}_{\text{пл}}$) в сеноманских залежах составляло внушительные 11–12 МПа. Однако, после десятилетий интенсивной эксплуатации и отбора основной части газа, пластовое давление снизилось почти в три раза, достигнув в 2020-х годах диапазона 3,7–4,0 МПа.

Когда пластовое давление ($\text{P}_{\text{пл}}$) приближается к забойному давлению ($\text{P}_{\text{заб}}$) (например, $\text{P}_{\text{пл}}$ ≈ 4,01 МПа и $\text{P}_{\text{заб}}$ ≈ 3,86 МПа), энергия, необходимая для подъема газа к устью, резко падает.

Это приводит к:

1. Снижению дебитов до нерентабельного уровня.
2. Накоплению жидкости (воды и конденсата) на забое, что вызывает эффект самозадавливания.
3. Необходимости искусственного увеличения градиента давления, что реализуется через дожимную компрессию.

Таким образом, низконапорный режим Медвежьего НГКМ — это следствие почти полного истощения высокопроницаемых коллекторов и низкого давления, что требует кардинального вмешательства в технологический процесс, иначе скважины будут преждевременно остановлены.

Анализ традиционных методов интенсификации и их модернизация

Традиционная стратегия поддержания добычи на зрелых месторождениях базируется на двух столпах: механическом повышении давления (компрессия) и химическом контроле осложнений (ингибиторы).

Оценка эффективности дожимных компрессорных станций (ДКС)

Дожимные компрессорные станции (ДКС) играют решающую роль в поддержании рентабельности добычи ННГ, поскольку они «забирают» низконапорный газ и обеспечивают его подачу в магистральные трубопроводы или УПГ. Однако на Медвежьем НГКМ, как и на многих других месторождениях Крайнего Севера, значительная часть ДКС была спроектирована и введена в эксплуатацию в 70–80-х годах. Это оборудование, несмотря на регулярные ремонты, морально и физически устарело.

Инженерный анализ эффективности устаревших ГПА:

Ключевым показателем является коэффициент полезного действия (КПД) газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Устаревшие модели (например, ГПА-Ц-16), при проектном КПД до 29%, в реальных условиях эксплуатации, особенно при работе вне оптимального режима или из-за износа, демонстрируют крайне низкий фактический КПД — в среднем 24–27%. В критических случаях этот показатель может падать до 20%. Низкий КПД означает колоссальные потери энергии и рост операционных затрат.

Программа продления эксплуатации Медвежьего до 2030 года включает обязательное **техническое перевооружение и реконструкцию объектов ДКС** (например, на ГП-4). Цель модернизации — замена или глубокая реконструкция ГПА на современные агрегаты с высоким КПД (до 35–40%), что позволит не только увеличить напор газа, но и снизить удельное потребление топлива и повысить экологическую безопасность. Разве не очевидно, что повышение КПД всего на 5–10% при таких объемах перекачки сэкономит миллиарды рублей?

Технико-экономический анализ ингибиторов гидратообразования

Освоение газа в условиях Крайнего Севера неразрывно связано с проблемой гидратообразования — кристаллизации воды и газа при низких температурах и высоких давлениях, что приводит к закупорке скважин и трубопроводов. В низконапорных условиях эта проблема усугубляется, поскольку снижается скорость потока, способствующего выносу жидкости.

Сравнение термодинамических и кинетических ингибиторов:

1. Метанол (Термодинамический ингибитор): Является традиционным и широко используемым реагентом. Его эффективность в предотвращении гидратообразования составляет 38–47%.
   • Недостатки: Требует очень высокого расхода. Для сеноманского газа в зимний период удельный расход может достигать 1,5 кг/1000 м³ газа. Это влечет высокие затраты на закупку, транспортировку в северные условия и, что критически важно, на последующую регенерацию и утилизацию метанола из-за его токсичности.
2. Кинетические ингибиторы (КИГ) (например, СОНГИД-1801А): Представляют собой технологически более продвинутую альтернативу. Они не сдвигают точку равновесия гидратов, а замедляют скорость их образования.
   • Преимущества и ТЭО: Основное преимущество КИГ — их крайне низкая удельная дозировка. Удельный расход КИГ в 10–100 раз ниже, чем у метанола. Для достижения того же эффекта, например, снижения температуры гидратообразования на 19 °C, требуется всего 1% концентрации КИГ против 32% концентрации метанола. Минимальная эффективная дозировка КИГ может составлять всего 0,15 кг/1000 м³.

Вывод ТЭО: Экономическое превосходство кинетических ингибиторов очевидно. За счет сокращения удельного расхода и минимизации затрат на регенерацию и утилизацию, КИГ позволяют существенно снизить операционные затраты, делая их предпочтительным выбором для борьбы с гидратами на поздней стадии эксплуатации Медвежьего НГКМ.

Инновационные технологии доразработки и потенциал ТрИЗ-коллекторов

Для повышения конечного коэффициента извлечения газа (КИНг) на Медвежьем НГКМ необходимо вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), прежде всего, в низкопроницаемых сенонских отложениях.

Успешное применение многостадийного ГРП (МГРП)

Многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) — это ключевой метод, доказавший свою эффективность в условиях низкопроницаемых коллекторов по всему миру.

Пример Медвежьего НГКМ (Сенонские отложения):

В то время как сеноманские залежи обеспечивали основную добычу за счет естественной проницаемости, сенонские отложения с их проницаемостью до 8,2 мД требовали создания искусственных высокопроницаемых каналов. Успешное применение МГРП на скважине №4 в сенонских отложениях Медвежьего НГКМ показало драматический прирост дебита. До проведения ГРП приток газа находился на нерентабельном уровне (менее 5 тыс. м³/сут). После проведения многостадийного ГРП дебит был увеличен до промышленно значимых показателей — 30–45 тыс. м³/сут.

Показатель	До МГРП (Сенон)	После МГРП (Сенон, скв. 4)
Проницаемость коллектора	0,15–8,2 мД	Искусственно увеличенная
Дебит газа	< 5 тыс. м³/сут	30–45 тыс. м³/сут
Статус скважины	Нерентабельная / Ожидающая	Промышленно эксплуатируемая

Этот результат демонстрирует, что потенциал Медвежьего не исчерпан, а смещен в сторону технологий, способных работать с ТрИЗ, что требует значительных капитальных затрат, но обеспечивает высокий экономический эффект за счет ввода в эксплуатацию ранее недоступных запасов. Что может быть лучшим доказательством необходимости инвестиций в ТрИЗ, чем пятикратное увеличение дебита на одной скважине?

Перспективы применения других технологий

Помимо МГРП, для повышения КИНг рассматриваются следующие направления:

1. Интеллектуальные скважины и системы мониторинга: Внедрение оптоволоконных систем и телеметрии для точного контроля забойного давления и температуры в реальном времени, что критически важно для предотвращения самозадавливания и оптимизации режима работы ДКС.
2. Технологии доразработки остаточных зон: Применение повторного бурения и зарезки боковых стволов (ЗБС) для доступа к слабо дренированным участкам сеноманской залежи или для более эффективного охвата сенонских коллекторов, где ранее работала только вертикальная скважина.

Технологические проблемы эксплуатации низконапорных скважин и ТЭО решений

Наиболее острой технологической проблемой, с которой сталкиваются низконапорные скважины Медвежьего НГКМ, является самозадавливание — накопление жидкости (воды и конденсата) на забое, которое блокирует приток газа.

Проблема самозадавливания и оптимизация лифтовой колонны

Механизм самозадавливания запускается, когда скорость восходящего потока газа ($\text{V}_{\text{поток}}$) падает ниже критической скорости ($\text{V}_{\text{крит}}$), необходимой для эффективного выноса жидкости. Согласно корреляции Тернера, $\text{V}_{\text{крит}}$ для эффективного выноса жидкости с забоя должна находиться в диапазоне 5–10 м/с.

На Медвежьем НГКМ проблема усугубляется тем, что скважины были изначально оборудованы колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) большого диаметра (168 и 127 мм), спроектированными для высоких дебитов. При падении пластового давления и снижении дебита, эти НКТ перестают обеспечивать требуемую $\text{V}_{\text{крит}}$.

Инженерное решение:

Для поддержания $\text{V}_{\text{крит}}$ в условиях низконапорного режима необходимо уменьшить площадь сечения лифтовой колонны. Это достигается путем перехода на НКТ малого диаметра (например, 89 мм или 102 мм) вместо стандартных 127 мм или 168 мм. Уменьшение диаметра НКТ позволяет сжать поток газа, повышая его скорость и обеспечивая эффективный вынос жидкости, тем самым продлевая срок службы скважины без применения сложных механических методов.

Сравнительный ТЭО методов борьбы с накоплением жидкости

В дополнение к оптимизации лифтовой колонны, существуют методы непосредственного удаления гидратов и жидкости:

Метод	Техническая эффективность (устранение гидратов)	Примерные эксплуатационные затраты	Инженерное обоснование
Промывка теплой водой/нефтью	42–57%	Средние	Временный эффект, требует частого повторения, высокий расход теплоносителя.
Непрерывная подача КИГ	Высокая (предотвращение)	Низкие	Экономически выгодный, низкий удельный расход (0,15 кг/1000 м³).
Спуск греющего кабеля в НКТ	До 86%	Высокие (1,5–2 раза выше, чем у КИГ)	Высокая техническая эффективность, но сопряжен с высокой стоимостью монтажа, обслуживания и значительным энергопотреблением в условиях Крайнего Севера.
Промывка гибкой трубой (ГТ)	До 100%	Средне-высокие	Эффективен для пробок, но требует мобилизации дорогостоящего ГТ-комплекса.

Хотя спуск греющего кабеля в колонну НКТ показывает впечатляющую техническую эффективность (до 86%) в борьбе с гидратами и жидкостью, его внедрение в условиях Медвежьего НГКМ часто приводит к более высоким общим эксплуатационным затратам (до 1,5–2 раз) по сравнению с непрерывной подачей кинетических ингибиторов или оптимизацией диаметра НКТ. Высокая стоимость монтажа, необходимость регулярного обслуживания в суровом климате и значительное потребление электроэнергии делают этот метод менее предпочтительным с точки зрения ТЭО, чем применение экономически эффективных КИГ и простейшей инженерной оптимизации — замены НКТ. Таким образом, стратегическое решение должно основываться на балансе технической эффективности и экономической целесообразности.

Выводы и рекомендации

Интенсификация добычи газа на Медвежьем НГКМ — это не просто вопрос продления эксплуатации, а сложная инженерно-техническая задача, требующая комплексного подхода и количественного обоснования каждого внедряемого метода.

Сводка ключевых выводов по ТЭО

1. Модернизация ДКС критически необходима: Фактический КПД устаревших ГПА (24–27%) значительно ниже проектного, что ведет к нерациональному использованию энергоресурсов. Реконструкция ДКС является капиталоемким, но обязательным шагом для поддержания транспорта газа.
2. Кинетические ингибиторы (КИГ) имеют неоспоримое экономическое превосходство: ТЭО подтверждает, что переход от метанола к КИГ (расход ниже в 10–100 раз) является оптимальным решением для контроля гидратов, снижая операционные затраты и экологическую нагрузку.
3. МГРП — ключ к ТрИЗ: Успех МГРП в сенонских отложениях (прирост дебита до 30–45 тыс. м³/сут) доказывает, что вовлечение низкопроницаемых коллекторов — единственный реальный путь повышения КИНг на поздней стадии.
4. Оптимизация НКТ — базовое решение проблемы самозадавливания: Изменение диаметра лифтовой колонны (переход на 89–102 мм) является наиболее простым и экономически оправданным методом поддержания $\text{V}_{\text{крит}}$ (5–10 м/с).

Рекомендации по стратегии доразработки Медвежьего НГКМ

На основе проведенного инженерно-технического анализа, для Медвежьего НГКМ предлагается следующая комплексная стратегия доразработки:

1. Приоритет инновациям в ТрИЗ: Ускорить программу проведения Многостадийного ГРП (МГРП) в сенонских отложениях, поскольку эти запасы обеспечивают самый высокий маржинальный прирост дебита на текущем этапе.
2. Комплексная реконструкция ДКС: Завершить техническое перевооружение газоперекачивающих агрегатов, отдавая предпочтение современным ГПА с повышенным КПД (≥ 35%) для минимизации эксплуатационных расходов.
3. Внедрение КИГ как стандарт: Полностью заменить метанол кинетическими ингибиторами в системе сбора и подготовки газа, что позволит существенно сократить удельные затраты (удельный расход до 0,15 кг/1000 м³) и снизить экологические риски.
4. Ревизия скважинного ф��нда: Провести инвентаризацию всех скважин с низким дебитом, обводнением и угрозой самозадавливания. Осуществить плановую замену НКТ большого диаметра на трубы 89–102 мм для поддержания критической скорости потока газа, обеспечивая устойчивый технологический режим.

Эти меры, основанные на количественном инженерном анализе и технико-экономическом обосновании, позволят обеспечить стабильную и рентабельную эксплуатацию Медвежьего НГКМ до 2030 года и далее.

Список использованной литературы

1. Желтов Ю.В., Мартос В.Н. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. – Москва: Недра.
2. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. – Москва: Недра.
3. Мартос В.Н. Анализ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей. – Москва: ВНИИОЭНГ.
4. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. – Москва: Недра.
5. Тер-Саркисов Р.М. Сорбционные процессы и разработка газоконденсатной залежи. – Москва: Недра.
6. Что такое Низконапорный газ? // Neftegaz.ru. URL: https://neftegaz.ru/tech_library/neftegazovaya-otrasl/142345-nizkonapornyy-gaz/ (дата обращения: 30.10.2025).
7. Соотношение расчетных и фактических значений коэффициента извлечения нефти. Принятие решения о конечном КИН // Недропользование XXI век. 2023. № 2. URL: https://nedra21.ru/magazine/nedropolzovanie-xxi-vek-2023-god-2/sootnoshenie-raschetnyh-i-fakticheskih-znachenij-koeffitsienta-izvlecheniya-nefti-prinyatie-resheniya-o-konechnom-kin/ (дата обращения: 30.10.2025).
8. Медвежье месторождение НГКМ — гигант на севере Западно-Сибирской равнины // vd-tv.ru. URL: https://vd-tv.ru/analitika/medvezh-e-mestorozhdenie-ngkm-gigant-na-severe-zapadno-sibirskoy-ravniny (дата обращения: 30.10.2025).
9. Перспективы нефтегазоносности сенонских отложений Медвежьего месторождения // Cyberleninka. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/perspektivy-neftegazonosnosti-senonskih-otlozheniy-medvezhiego-mestorozhdeniya (дата обращения: 30.10.2025).
10. Сеноманские газовые залежи Медвежьего и Ванкорского месторождений, сейсмогеологические критерии газоноснос… // Бурение и Нефть. 2022. № 10. URL: https://burneft.ru/archive/issues/2022-10/25 (дата обращения: 30.10.2025).
11. Ингибиторы гидратообразования: российские и зарубежные разработки // Neftegaz.ru. URL: https://neftegaz.ru/science/neftepromysel/774780-ingibitory-gidratoobrazovaniya-rossiyskie-i-zarubezhnye-razrabotki/ (дата обращения: 30.10.2025).
12. Технико-экономическое обоснование выбора оптимального режима работы газовых скважин в условиях пескопроявления на примере сеноманской газовой залежи нефтегазоконденсатного месторождения // Вестник АГГУ. 2024. Т. 1, № 3-1. URL: https://agge-vestnik.ru/zhurnal-vestnik-aggu/arkhiv/2024/tom-1-3-1-2024-g/tekhniko-ekonomicheskoe-obosnovanie-vybora-optimalnogo-rezhima-raboty-gazovykh-skvazhin-v-usloviyakh-peskoproyavleniya-na-primere-senomanskoy-gazovoy-zalezhi-neftegazokondensatnogo-mestorozhdeniya/ (дата обращения: 30.10.2025).
13. Сравнение эффективности ингибиторов гидратообразования кинетического типа и опыт их промышленного применения в ПАО «Оренбургнефть» // Cyberleninka. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sravnenie-effektivnosti-ingibitorov-gidratoobrazovaniya-kineticheskogo-tipa-i-opyt-ih-promyshlennogo-primeneniya-v-pao-orenburgneft (дата обращения: 30.10.2025).
14. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ (автореферат диссертации) // freereferats.ru. URL: https://freereferats.ru/referats/obsaa-harakteristika-raboty-2 (дата обращения: 30.10.2025).
15. ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ… // Электронный архив ТПУ. URL: https://elar.tpu.ru/handle/123456789/33588 (дата обращения: 30.10.2025).
16. Что такое Нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ)? // Neftegaz.ru. URL: https://neftegaz.ru/tech_library/neftegazovaya-otrasl/142171-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie-ngkm/ (дата обращения: 30.10.2025).