Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения

на УКПГ-4 - от куста 407;

на УКПГ-6 - от кустов 608, 613, 614, 615;

на УКПГ-7 - от кустов 705 и 709, 715, 718;

Осуществить переобвязку газопроводной системы с целью подачи продуктов нескольких кустов скважин через один газопровод (возможно, повышенного диаметра), что позволило бы эксплуатировать эти шлейфы в кольцевом режиме перекачки газожидкостной скважинной продукции.

В качестве рекомендуемых мероприятий по обеспечению надежной работы ГСС представляется необходимым дооснастить ГСС новыми контрольно-измерительными приборами, и прежде всего, регуляторами давления типа «после себя» в конце шлейфов на входе в ЗПА УКПГ с целью большего разобщения двух систем - пласта и надземной трубопроводной промысловой обвязки. Кроме того, на кустовых площадках с целью обеспечения достоверной информации о технологических режимах работы скважин, что особенно важно на стадии падающих отборов газа, необходимо установить замерные линии под измерительную шайбу.

По фактическим данным, унос жидкости с УКПГ в МПК составляет до 20 мг/м3 газа, при этом на входе ГКС фиксируется количество 9 мг/м3. Для оценки влияния жидкости на гидравлическое сопротивление был проведён анализ её накопления в коллекторах и полный расчёт гидравлических схем. Поскольку методика расчёта предусматривает определение равновесного истинного влагосодержания, на каждом месячном шаге учитывалось поступление и вынос жидкости на отдельных участках МПК. Полученные в результате данные показывают, что в рассматриваемый период на всех участках коллектора реализуется кольцевой режим течения, истинное содержание жидкости не превышает 0.0002. Изменение общего содержания жидкости в МПК колеблется в пределах от 35 до 50 м3 в зимний и летний периоды соответственно. Эти данные позволяют определить расчётные величины истинного влагосодержания на входе в ГКС с учётом динамики накопления жидкости в системе трубопроводов и её выноса. Проведённый анализ показал, что изменение массы жидкости, накопленной в коллекторе из-за сезонной неравномерности не превышает 7.9 т/мес. (менее 12 %) и незначительно отражается на величине истинного влагосодержания на входе в ГКС. Очевидно, эта тенденция будет сохраняться и в последующий период эксплуатации МПК, пока в трубопроводах реализуется кольцевой режим течения.

4. Кристаллогидраты природных газов

4.1 Общие сведения о гидратах

Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидраты - твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении М молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (4 - 6,9) 10-10 м, образуют гидраты. Установлены два типа кристаллической решетки гидратов: гидраты структуры I построены из 46 молекул воды и имеют 8 полостей; гидраты структуры II - из 136 молекул воды, имеют 16 малых и 8 больших полостей.

Состав гидратов первой структуры при заполнении восьми полостей гидратной решетки может быть представлен как выражение следующего вида - 8М-46Н2О или же как М-5,75 Н2О, где М - гидратообразователь. При заполнении только больших полостей это выражение может иметь следующий вид: 6М-46 Н2О или М-7,67 Н2О. В случае заполнения восьми полостей гидратной решетки состав гидратов второй структуры описывается выражением вида 8М-136 Н2О или же М-17 Н2О.

Выражения, описывающие гидраты отдельных компонентов природного газа могут быть представлены следующими формулами: СН4 6Н2О, С2Н6 Н2О, С3Н8 Н2О, С4Н8 17Н2О, Н3S 6 Н2О, N2 6 Н2О, СО2 6 Н2О. Гидраты природных газов, описываемые данными формулами, соответствуют идеальным условиям, когда все большие и малые полости гидратной решетки заполнены на все 100 %. В реальных условиях встречаются смешанные гидраты, состоящие из гидратов I и II структур.

Условия образования гидратов и их стабильного существования определяются наличием газов и их состава, фазового состояния и состава воды, температуры и давления.

Условия образования гидратов определяются составом природного газа. С увеличением молекулярной массы индивидуального газа или смеси газов, при меньших значениях давления, при одинаковой температуре более вероятно образование гидратов. Процесс гидратообразования в большинстве случаев протекает на границе раздела фаз ''газ - вода'' при условии полного насыщения природного газа влагой, но эти же процессы могут протекать и в условиях недонасыщения природного газа парами воды. В этой связи возникает необходимость прогнозирования мест образования и интенсивности возникновения гидратов в системах добычи, подготовки и транспорта газа, а это обусловлено влагосодержанием природного газа и его изменением при различных термодинамических условиях.

Общие представления об условиях образования гидратов можно получить из фазовой диаграммы гетерогенного равновесия, построенной для системы М-Н20 и представленной на рис. 4.1.

Рис. 4.1 - Диаграмма фазового состояния гидратов при избытке гидратообразователя: 1 - упругость паров гидратообразователя, насыщенного парами воды; 2 - равновесные условия образования гидратов в системе газообразный гидратообразователь - Н20; 3 - то же, в системе газообразный гидратообразователь - лёд или газообразный гидратообразователь - переохлаждённая вода; 4 - понижение температуры замерзания воды в результате растворения в ней гидратообразователя; 5 - зависимость критической температуры разложения гидратов от давления. Области, ограниченные линиями состояния системы:I - Mг + Н2О; II - Mж + Н2О; III -Мж

В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II,III,IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, невозможно изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При температурах свыше соответствующего значения в точке С существование гидрата невозможно, как бы не велико было значение давления. В этой связи точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) существует вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лёд.

Для метана и азота линия упругости паров заканчивается в критической точке газа до пересечения с линией гидратообразования, поэтому эти газы не имеют верхней критической точки гидратообразования.

При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с гидратообразованием на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока (подробнее об этом будет рассмотрено позже). Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка. Гидратообразование используется для опреснения морской воды. Запатентован также ряд способов хранения природных и инертных (Ar, Kr, Xe) газов в виде гидратов. В 1970 советскими учёными доказана принципиальная возможность существования в районах распространения многолетней мерзлоты месторождений природного газа в виде гидратов. Создание эффективных методов поисков и эксплуатации таких месторождений позволит значительно увеличить газовые ресурсы. Для изучения газовых гидратов используются различные установки.

4.2 Условия существования гидрата

Характеризуются давлением и температурой в газопроводе или аппарате и определяются непосредственными измерениями. Для получения наиболее достоверной информации о гидратной пробке особенно при значительной ее протяженности (до 100 и более) рекомендуется давление и температуру гидрата измерить в нескольких местах. Средние значения давления и температуры принимаются за условия существования гидрата. При отсутствии возможности измерения температуры гидрата она может быть получена расчетным путем. В этом случае рекомендуется пользоваться методом Пономарева для данного состава газа, транспортируемого по газопроводу. Температура гидрата принимается равной температуре наружной стенки газопровода или аппарата, а давление равным давлению на ближайшем от гидратной пробки манометре.

Определение основных параметров гидратообразования природных газов можно осуществлять по графическим зависимостям, представленным на рисунке 4.2 с учетом относительной плотности газа.

Методика определения условий гидратообразования по равновесным кривым сводится к следующему. По известному составу природного газа, первоначально вычисляют среднюю молекулярную массу смеси Мсм, а затем вычисляют плотность смеси газа см по формуле:

. (4.1)

Для определения равновесных параметров гидратообразования графическим методом необходимо определить значения относительной плотности газа по формуле

, (4.2)

гдесм и в - плотности смеси газов и воздуха при стандартных условиях, кг/м3.

Зависимость равновесных параметров гидратообразования природных газов от относительной плотности

Если заданы значения давления и температуры, то по известной плотности смеси см вычисляют значения плотности для заданных условий

, (4.3)

В соответствии с вычисленной относительной плотностью газа, заданными значениями давления по графикам определяют температуру гидратообразования.

Определение равновесной температуры гидратообразования аналитическим (расчетным) методом осуществляют по уравнению:

Тр=а(1+lgР)b, (4.4)

где коэффициенты а и b определяются по результатам экспериментальных исследований для каждого месторождения и зависят от состава природного газа. Например, для Ямбургского месторождения (Сеноманская залежь) a=19,9; b=-28,5.

Внизу, на рис. 4.2 приведена равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения.

Рис. 4.2 - Равновесная кривая гидратообразования для Ямбургского месторождения

5. Определение и расчёт зон возможного гидратообразования, расчет расхода ингибитора на УКПГ - 5

5.1. Определение и расчёт зон возможного гидратообразования в скважинах

Определение зон возможного образования гидратов проводят путем расчета давления и температуры по стволу газовой скважины (простаивающей или работающей) с построением графических зависимостей давления и температуры от глубины скважины. Сравнивая температуру и давление начала гидратообразования газа данного состава с температурой и давлением в стволе газовой скважины, определяем глубины мест образования гидратной пробки. Последовательность выделения зоны возможного образования гидратов сводится к следующему. По результатам расчетов строятся кривые зависимости давления и температуры от глубины газовой скважины. Далее, перенося величину давления на ось, параллельную оси глубины скважины, создаем новую шкалу давлений соответствующих глубин. В этих новых координатах "давление-температура" (рис. 5.1) строим кривую равновесных условий гидратообразования (кривая 2). Точка пересечения кривой 1 и кривой 2 дает максимально возможную глубину гидратообразования как простаивающей, так и работающей газовой скважине. Для определения давления по стволу работающей газовой скважины воспользуемся выражением вида

, (5.1)

Где Рz - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа;

Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа;

q - дебит газовой скважины, тыс.м3/сут.

, (5.2)

Где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить давление, м;

Средняя по интервалу расчета температура определяется как:

, (5.3)

Где Ту - устьевая температура, К;

Тz - температура на глубине Х, К.

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению:

, (5.4)

Где Г - геотермический градиент, К/м;

, (5.5)

гдеd1 - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб ;

В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:

, (5.6)

Где V - скорость движения газа, м/с;

- кинематическая вязкость, м2/с.

Расчеты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где не зависит от числа Re и выбирается из табл. 5.1.

Таблица 5.1 - Исходные данные для определения числа Рейнольдса

Показатель	Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб
d1, 10-2 м.	2,54	4,03	5,03	6,22	10,03	16,8
е	10-2	7,5.10-3	6,0.10-3	4,8.10-3	4,0.10-3	3,0.10-3
л	0,028	0,027	0,026	0,025	0,024	0,023
Qmin,	3,7	6,5	15,0	28,0	37,5	70,0

Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:

по формуле (5.4) определяем температуру Тх на глубине Х и далее по формуле (5.3) вычисляем среднее значение температуры в искомом интервале;

полагая, что давление на глубине Х равно Рх'=Ру, вычисляем среднее давление

, (5.7)

Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:

 (5.8)

Далее, определяем значение величины 2S по формуле (5.2), по формуле (5.5), затем, по формуле (5.1) вычисляем давление Рz'' в работающей скважине на глубине Х.

По завершении расчетов проверим выполнение неравенства вида:

| Рz' - Рz'' | ? 0,05 (5.9)

Если вышеуказанное неравенство выполняется, то расчет считается законченным.

В случае невыполнения неравенства (5.9), вычисляется новое значение Рср по формуле (5.7), подставляется вместо Рz' значение Рz'', и далее все расчеты повторяются до тех пор, пока не будет выполнено неравенство вида

| Рzi-1 - Рzi | ? 0,05, (5.10)

Где i - номер итерации.

В первом случае принимаем устьевое давление Ру=10,3 МПа, а средний дебит скважины q=1280 тыс.м3/сут (время начального периода эксплуатации). Во втором случае устьевое давление Ру примем равным 2,1 МПа. Дебит скважины q=331 тыс.м3/сут, Н=1150 м.(скважина № 5028). Берём d=16,8 см., л=0,023.

По формуле (5.11) мы можем определить температуру гидратообразования Тg на разных глубинах скважины. Равновесные условия гидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северных месторождениях описываются уравнением

Tg =19,9*(1+lg P)-28,5 (5.11)

Для вычисления Рz составлена программа на Visial Basic. Эта программа даёт значения температуры и давления в разных точках глубины скважины.

Результат работы программы приведён в приложении А. График зависимости температуры от давления по глубине скважины приведён ниже.

Рис. 5.1

Точка пересечения кривых зависимости Тz(Рz) (кривая 1) и Тg(Рz) (кривая 2) дает максимально возможную глубину гидратообразования. Максимально возможная глубина гидратообразования, при данном дебите (при данной устьевой температуре и устьевом давлении) равна приблизительно 28 метров.

График зависимостей Tz(Pz) и Tg(Pz) в современный период в работающей скважине (Рис. 5.2) представлен ниже. Как видно из графика кривые не пересекаются, а значит, в настоящее время скважины работают в безгидратном режиме.



Рис. 5.2

Для остановленной скважины, вычисления проводятся немного по другому.

Для определения давления в простаивающей газовой скважине воспользуемся формулой барометрического нивелирования Лапласа - Бабине:

Рz = РУ еS , (5.12)

Где Рz - давление на глубине х, МПа;

РУ - устьевое давление в остановленной скважине, МПа;

е = 2,7183 - основание натурального логарифма;

S = , (5.13)

здесь - относительная плотность газа по воздуху (г - плотность газа, кг/м3, в - плотность воздуха, кг/м3);

Н - глубина скважины, м.;

Тср - средняя температура по стволу скважины, К;

, (5.14)

где Тz - температура на глубине х скважины, К;

Ту - температура на устье скважины, К;

zср - коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления в скважине;

Среднее давление в остановившейся скважине находим по выражению:

. (5.15)

Зависимость коэффициента сжимаемости газа zср от давления Рср принимаем в следующем виде:

, (5.16)

гдеРср - среднее давление в скважине, МПа.

Значение еS может быть определено расчетным методом по формуле (5.13).

Расчеты выполняются методом итераций в следующей последовательности:

по формуле (5.14) вычисляем среднюю температуру в скважине Тср;

полагаем, что Рz=Рz'=Ру;

по формуле (5.15) вычисляем среднее давление Рср в скважине;

по формуле (5.16) вычисляем среднее значение коэффициента cжимаемости zср;

по формуле (5.13) вычисляем соответственно S или еS;

по формуле (5.12) определяем искомое значение давления Рz".

По завершении расчетов проверяем неравенство вида:

| Рz ' - Рz''| ?0,05. (5.17)

Если неравенство (5.17) выполняется, то расчеты по определению забойного давления в остановленной скважине считаются завершенными.

В случае невыполнения неравенства (5.17), по формуле (5.15) вычисляем новое значение Рср, подставим в неё вместо Рz '', затем по формуле (5.16) вычисляем новое значение zср, далее по формуле (5.13) вычисляем соответственно S или еS, и затем по формуле (5.12) вычисляем Рz". Проверяем опять неравенство вида

|Рz' - Рz'"| ? 0,05

и так далее. Расчет считается завершенным в случае выполнения неравенства

|Рzi-1 - Рzi| ? 0,05,

Где i - номер итерации.

программа представлена в приложении А.

Результат работы программы представлен в приложении А.

График зависимостей Тz(Рz) и Тg(Pz) остановленной скважины в начальный период эксплуатации (пластовое давление Ру=11,73 МПа, а средний дебит скважины q=1280 тыс.м3/сут) представлены внизу.



Рис. 5.3

Точка пересечения кривых зависимости Тz(Рz) (кривая 1) и Тg(Рz) (кривая 2) дает максимально возможную глубину гидратообразования (аналогично, как на рис. 5.1). Максимально возможная глубина гидратообразования в начальный период эксплуатации в простаивающей скважине была равна приблизительно 74 метра.

График зависимостей Tz(Pz) и Tg(Pz) в современный период в остановленной скважине (Рис. 5.4) представлен ниже. Как видно из графика кривые не пересекаются, а значит, в настоящее время скважины могут простаивать в безгидратном режиме.

Рис. 5.4

Итак, в современный период и работающие и остановленные скважины находятся в безгидратном режиме.

5.2 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов

Гидравлический расчет шлейфа выполняется для определения потерь при движении определенного количества газа по трубопроводу, распределения потерь давления по его длине.

Тепловой расчет шлейфа производится с целью оценки распределения температуры по его длине и определения места возможного образования гидратов.

Конечное давление в шлейфе при известном начальном давлении определяется так:

PК = , (5.18)

где Рн - давление газа в начале газопровода, МПа; л - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ТСР - средняя температура в газопроводе, К;

l - длина газопровода, км; ? - относительная плотность газа в нормальных условиях и определяется по уравнению:

? = = , (5.19)

где сГ, сВ - плотность газа и воздуха соответственно; МГ - молекулярная масса газа; 29 - молекулярная масса воздуха.

Коэффициент гидравлического сопротивления л зависит от режима движения газа. В промысловых газопроводах режим движения всегда турбулентный. Для такого режима существует несколько формул, определяющих величину л. Наиболее простая и известная из них эмпирическая формула, предложенная Веймаутом:

л = 0,009407/d3, (5.20)

Среднюю температуру газа на расчетном участке вычисляют по уравнению:

Т = ТОС + , (5.21)

где Т и Ту - температура окружающей среды и на устье скважины соответственно, К; L - длина шлейфа, км; а - параметр Шухова, рассчитывают по формуле:

а = , (5.22)

где К - коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа окружающей среде, Вт/(м·°С), для приближенных расчетов принимают К=1,5 Вт/(м·°С) (в зимний период); С - изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг, для приближенных расчетов принимают СР=2,177-2,2 кДж/кг; dН - наружный диаметр шлейфа, мм.

При известном значении РК - давление на заданном участке шлейфа определяют по формуле:

РХ = , (5.23)

где x - расстояние от начала до расчетной точки шлейфа, км.

Температура газа на заданном участке шлейфа может определяться по уравнению:

TL = ТОС + (ТУ - ТОС)·е-аL - Di, (5.24)

где Di - эффект Джоуля-Томпсона, то есть снижение температуры газа при понижении давления, С°/МПа, для приближенных расчетов применяют Di = 2,5 С°/Мпа; L - длина шлейфа, км.

РСР - среднее значение давления на расчетном участке шлейфа, определяется по уравнению:

РСР = , (5.25)

где РУ и РК - давление в начале и конце шлейфа, МПа.

Гидравлический и тепловой расчет шлейфа по предложенной выше методике произведен при помощи ПЭВМ на языке Visial Basic.

Программа расчета приведена в приложении В.

Для расчета были использованы следующие исходные данные для современного периода эксплуатации.

Расход газа в шлейфе, млн.м3/сут. - см. таблицу.

Давление газа на устье скважины, МПа - см. таблицу 5.2.

Температура газа на устье скважины, К - см. таблицу 5.2.

Температура окружающей среды, К - 233; 273; 293

Относительная плотность газа по воздуху - 0,561

Внутренний диаметр шлейфа, м - 0,5

Наружный диаметр шлейфа, м - 0,53

Длина шлейфа, км - см. таблицу 5.2.

Коэффициент сверхсжимаемости газа - 0,9

Изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг - 2,21

Коэффициент теплопередачи от газа

к окружающей среде, Вт/(м2·°С) - 1,5

Эффект Джоуля-Томпсона Di, °С/МПа - 2,5

Таблица 5.2 - Таблица данных о шлейфах на ГП-5

№ шлейфа	Длина шлейфа, м.	Устьевое давление (усредн.), МПа.	Устьевая температура (усредн.), К.	Дебит всех скважин, млн.м3/сут.
502	4425	2,1	284,05	4,3
503	5771	2,2	284,05	3,56
504	5475	2,15	284,65	3,5
505	2231	1,95	284,15	3,48
506	3447	2,0	284,45	2,5
507	8552	2,35	283,95	2,9
508	7252	2,05	284,65	3,8
509	1384	1,9	284,55	4,2
510	3312	2,1	284,95	4,27
511	3950	1,8	282,95	2,6
512	6302	2,1	283,85	3,87
513	7611	2,05	283,65	4,18
514	5729	2,0	283,85	3,18

Результаты работы программы для теплового и гидравлического расчета приведены в приложении В. Графики зависимостей температуры газа в шлейфах от расстояний от куста скважин приведены ниже для всех шлейфов.



Рис. 5.5 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа № 502 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,3 млн.м3/сут и длине шлейфа 4,425 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.6 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №503 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,56 млн.м3/сут и длине шлейфа 5,771 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.



Рис. 5.7 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №504 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q3,5 млн.м3/сут и длине шлейфа 5,475 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.8 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №505 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,48 млн.м3/сут и длине шлейфа 2,231 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.



Рис. 5.9 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №506 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=2,5 млн.м3/сут и длине шлейфа 3,447 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.10 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №507 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=2,9 млн.м3/сут и длине шлейфа 8,552 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.11 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №508 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,8 млн.м3/сут и длине шлейфа 7,252 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.12 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №509 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,2 млн.м3/сут и длине шлейфа 1,384 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.13 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №510 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,27 млн.м3/сут и длине шлейфа 3,312 км

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.14 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №511 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=2,6 млн.м3/сут и длине шлейфа 3,95 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.15 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №512 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,87 млн.м3/сут и длине шлейфа 6,302 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Рис. 5.16 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №513 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,18 млн.м3/сут и длине шлейфа 7,611 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.



Рис. 5.17 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №514 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=3,18 млн.м3/сут и длине шлейфа 5,729 км.

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

Как видно из графиков, гидраты образуются в длинных шлейфах и только в зимнее время. В остальные времена года все шлейфы работают в безгидратном режиме. Это объясняется прежде всего понижением давления на устье скважин. В начальный же период эксплуатации все шлейфы, даже небольшой длины работали в гидратном режиме практически круглогодично (рис. 5.18).

Рис. 5.18 - Графики зависимости температуры газа по длине шлейфа №509 при различных температурах окружающей среды (при Тос=233К, 273К, 293К), при Q=4,2 млн.м3/сут и длине шлейфа 1,384 км. ( В начальный период эксплуатации при устьевом давлении 11 МПа и устьевой температуре примерно 287 К)

Кривая 1-Тос=2330 К, кривая 2-кривая гидратообразования, кривая 3-Тос=2730 К, кривая 4-Тос=2930 К.

5.3. Расчет количества ингибитора

5.3.1 Теоретические основы расчёта количества ингибитора

Прежде всего, остановимся на методике расчета ингибиторов гидратообразования, основанной на соотношениях материального баланса и учитывающей основные особенности нормирования антигидратных реагентов.

В последние годы методика расчета расхода ингибиторов гидратообразования была значительно усовершенствована использованы корректные соотношения материального баланса.

Однако соответствующие уточнения и особенности применения ингибиторов еще не нашли должного отражения в монографиях, учебных и методических пособиях и, как следствие, не всегда в полной мере учитываются при проектировании обустройства новых месторождений и реконструкция действующих систем добычи газа. До сих пор продолжается использование не вполне корректных соотношений материального баланса (в том числе и для случая индивидуального ингибитора), иногда применяются даже качественно неверные зависимости по растворимости воды и метанола в сжатом газе, неточно задаются термодинамические условия гидратообразования и влияния ингибиторов на эти условия и т.д.

Поэтому представляется целесообразным кратко обсудить результаты и перспективы дальнейшего развития методической основы расчетов расхода ингибиторов и особенностей их нормирования на газопромысловом предприятии.

Выберем в технологической схеме сбора или промысловой подготовки газа две точки: первая (индекс - 1) - место ввода ингибитора, вторая (индекс - 2) - место, где требуется предотвратить образование гидратов («защищаемая» точка).

Для вывода системы уравнений, описывающих расход смешанного ингибитора гидратообразования в точке 1 и обеспечивающих безгидратный режим в точке 2, используются три условия материального баланса по воде, летучему и нелетучему компонентам ингибитора, отнесенные к единице массы (или объема) газа. При этом учитываются возможность поступление на рассматриваемый технологический участок 1- 2 вместе с природным газом и ингибитора гидратообразования с предыдущего участка (как жидкой, так и в газовой фазе), а также растворимость ингибитора в газе, нестабильном углеводородном конденсате (предполагается неограниченная растворимость ингибитора в воде). Следовательно, рассматривается, по существу, наиболее общий случай, имеющий место в отечественной газопромысловой практике. Некоторые возможные обобщения и расширения методики отмечены ниже.

Примем следующие обозначения:

G - расход подаваемого в точку 1 ингибитора, кг/1000 м3;

G(l) - количество поступающей с предыдущего технологического участка в точку 1 не углеводородной жидкой фазы (водного раствора ингибитора), кг/1000 м3;

G(2) - количество поступающей в точку 2 не углеводородной (водной) фазы, кг/1000 м3;

gк(1), gк(2) - аналогичные величины для жидкой углеводородной фазы (конденсата), кг/1000 м3;

х1, х2 - концентрации летучего и нелетучего компонентов в водном растворе подаваемого в точку 1 смешанного ингибитора соответственно, мас.%;

x1(1), x2(1), r1(1), r2(1), - концентрации летучего (нижний индекс-1) и нелетучего (нижний индекс - 2) компонентов, поступающих в точку 1 в водном растворе (х) и конденсате (r) соответственно, мас. %;

x1(2), x2(2), r1(2), r2(2), - то же для точки 2;

W(1), W(2) - влагосодержание газа в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3;

qг(1)qг(1), q1(2)qг(2) - содержание летучего компонента ингибитора в газе (ингибиторосодержание) в точках 1 и 2 соответственно, кг/1000 м3.

Из принятых обозначений видно, что верхние индексы у величин относятся к точкам технологической цепочки, тогда как нижние - к компонентам смешанного ингибитора. Не исключается случай, когда x1(1), x2(1), r1(1), r2(1) равны нулю. Тогда величина G(1) характеризует количество пластовой (или конденсационной) воды, поступающей в точку 1.

Требуется выразить величины G и G(2) через все остальные. Это может быть достигнуто посредством использования соотношений материального баланса.

Для использования условий материального баланса необходимо сделать допущение, что между точками 1 и 2 нет источников и стоков жидкой фазы. При установившемся термогидродинамическом режиме выполнения такого условия всегда можно добиться соответствующим выбором точек в технологической схеме. Если режим неустановившийся, то возможны «самопроизвольные» источники и стоки. Например, в пусковой период водный раствор ингибитора может постепенно накапливаться в местах с повышенным гидравлическим сопротивлением. Иногда реализуется периодический режим, когда накопившаяся между точками 1 и 2 жидкая фаза время от времени выносится из системы (это характерно для систем сбора газа на поздней стадии эксплуатации месторождения). В некоторых случаях при практически установившемся гидродинамическом режиме имеет место неустановившийся температурный режим. Поэтому в таких ситуациях при использовании приводимых ниже соотношений для расхода ингибитора требуется дополнительный анализ. Здесь необходимо вводить усреднение по времени и соответствующие поправочные коэффициенты. Кроме того, ниже пренебрегается растворимостью воды в конденсате и конденсата в воде, а также природного газа в водной фазе ингибитора (эти факторы обычно несущественны и при необходимости могут быть легко учтены). И наконец, делается традиционное (обычно явно не формулируемое) допущение удельный баланс массы по воде и ингибитору относится к 1000 м3 газа, приведенного к стандартно-нормальным условиям (т.е. при Т=293,15 К и р=101,3 кПа), тогда как более строго относить баланс ингибитора на единицу массы сухого от сепарированного газа. Следовательно, обычно не учитываются небольшие объемные изменения из-за выпадения углеводородного конденсата. Ниже отмечено, как объемная поправка может быть при необходимости учтена.

Выпишем балансные соотношения по воде, летучему и нелетучему ингибитору в точках 1 и 2.

Баланс по воде

W(1)+G(1)(1-0,01x1(1)-0,01x2(1))+G(1-0,01x1-x2)=W(2)+G(2)(1-0,01x1(2)-0,01x2(2)). (5.26)

Баланс по летучему ингибитору

0,01(G(1)x1(1)+G(1)x1+r1(1)gк(1))+gг(1)=0,01(G(2)x1(2)+ r1(2)gк(2))+qг(2). (5.27)

Баланс по нелетучему ингибитору

0,01(G(1)x2(1)+G x2+r2(1)gк(1))=0,01(G(2)x2(2)+ r2(2)gк(2)). (5.28)

Складывая (5.26) - (5.28) и выражаем относительно G:

G=W(2)-W(1)+G(2)-G(2)-G(1)+qг(2)-qг(1)+0,01[qк(2)(r1(2)+r2(2))-qк(1)(r1(1)+r1(1))]. (5.29)

Складывая (5.27) - (5.28) и выражаем относительно G(2):

. (5.30)

Полученное выражение для G(2) подставляем в (5.29) и после некоторых преобразований получаем формулу для расхода смешанного ингибитора гидратообразования:

. (5.31)

Формулы (5.31) фактически отвечают наиболее общему случаю, который может иметь место в газопромысловой практике. Например, их следует использовать для смешанного ингибитора типа «метанол + ДЭГ».

Здесь важно подчеркнуть, что в качестве нелетучего компонента смешанного ингибитора может фигурировать и смесь нелетучих веществ (лишь бы эти вещества при переходе от точки 1 к точке 2 не испытывали химических превращений, тогда они фактически выступают как «единый» нелетучий компонент).

Таким образом, эту методику необходимо использовать не только при расчете расхода смешанных ингибиторов, включающих летучий и нелетучие компоненты (например, метанол + гликоли), но и при выносе из скважины пластовой минерализованной воды (и использовании в качестве ингибитора водного раствора метанола). К сожалению, в промысловой практике это пока что не делается, и все предлагаемые в литературе для этих случаев методики расчета расхода ингибиторов, строго говоря, неточны, хотя в отдельных частных ситуациях возникающая погрешность относительно невелика.

Основная отличительная особенность расчета расхода смешанного ингибитора гидратообразования состоит в том, что при использовании формул (5.31) надо задать в защищаемой от гидратов точке одновременно две концентрации компонентов отработанного ингибитора х1(2) и х2(2) в водной фазе. Условие предотвращения гидратов в точке 2, разумеется, дает только одну функциональную связь между х1(2) и х1(2).

f(T, х1(2), х2(2))=0. (5.32)

Поскольку одна и та же величина снижения температуры гидратообразования T может быть достигнута при разных составах отработанного ингибитора (т.е. разном соотношении летучего и нелетучего компонентов ингибитора). Следовательно, требуется дополнительная связь между х1(2) и х2(2), которая также может быть получена из соотношений материального баланса:

. (5.33)

Таким образом, методика расчета расхода смешанного ингибитора гидратообразования заключается в совместном решении системы трех нелинейных алгебраических уравнений (5.31) - (5.33). В общем случае система уравнений решается численно, для некоторых частных случаев возможны графические методы.

В результате решения такой системы алгебраических уравнений определяются необходимый минимальный расход ингибитора гидратообразования, количество водной фазы в защищаемой точке, концентрации нелетучего и летучего компонентов в отработанном ингибиторе и пр.

Расчет по уравнениям (5.31), (5.32), (5.33) может приводить и к отрицательной величине расхода G. Это фактически означает, что поступающего с предыдущего технологического участка в точку 1 ингибитора вполне достаточно для предупреждения гидратов в точке 2, например, за счет конденсации летучего компонента ингибитора из газовой фазы при снижении температуры. Поэтому (при расчетном значении G < 0) подачи в точку 1 свежей порции ингибитора не требуется.

Следует отметить, что если при переходе от точки 1 к точке 2 выпадает достаточно много углеводородного конденсата, то целесообразно расходные соотношения относить к 1000 м3 газа в точке 2 (либо, что лучше, к 1000 м3 сухого от сепарированного газа при 293,15 К). Тогда величины G(1), W(1), gк(1), строго говоря, относятся к большему, чем 1000 м3, объему газа, и, следовательно, они должны быть скорректированы поправочным коэффициентом, характеризующим изменение объема, (т.е. необходимо учесть объем выпавшего конденсата.

Совершенно аналогичным образом балансная методика может быть развита и для расчета необходимого количества ингибитора при ингибировании потоков жидких углеводородов (нестабильного конденсата и ЩФЛУ). Здесь, однако, следует относить расход ингибитора к заданному количеству жидкой углеводородной фазы и учитывать возможность выделения из углеводородной жидкости газовой фазы.

Из формулы (5.31) для величины G нетрудно вывести различные частные случаи. Если на рассматриваемом участке конденсат не выпадает, тогда исчезает третий член в формуле для G. Для нелетучего ингибитора: х1=х1(1)=х1(2)=0 и qг(2)= qг(1)=0. Если до точки 1 ингибитор не подавался (или непосредственно перед точкой 1 жидкая водная фаза отделена от газовой), то G(1)=0.

Остановимся подробнее на наиболее важном частном случае, когда в системе отсутствует нелетучий ингибитор, что соответствует x2=х2(1)=х2(2)=0. Тогда формула (5.31) принимает следующий компактный вид (опускаем индекс 1 внизу):

, (5.34)

где введены величины qк(1), qк(2) обозначающие содержание ингибитора в нестабильном конденсате, кг/1000 м3. Формула (5.34), например, применима при расчете расхода летучего и растворимого в конденсате ингибитора - метанола, подаваемого в точку 1 при любой его исходной концентрации. При условии G(1)=0 формула (5.34) в своем корректном виде впервые предложена только в 1979 г. В.Д. Щугоревым и А.Г. Бурмистровым. Чуть позже к аналогичному результату пришли Л.М. Гухман и С.И, Айзенберг. Важно особо подчеркнуть, что формула (5.34), в частности, применима при использовании в качестве ингибитора гидратообразования разбавленных водных растворов ингибиторов, а не только 100 % ингибитора (ранее во всех учебных пособиях и инструкциях по добыче газа приводилось некорректное выражение, возникшее из-за ошибочной записи условий материального баланса).

Для практического использования формул (5.31) - (5.34) необходимо определять входящие в них величины. С этой целью обычно делается приближений, основное из которых состоит в допущении квазиравновесного распределения компонентов по фазам. Однако оценить точность этого приближения во многих случаях затруднительно. Из общих соображений следует, что, например, в шлейфах распределение по фазам существенно ближе к локально-равновесному, чем в установках комплексной под готовки газа.

Принцип квазиравновесного распределения по фазам дает возможность использовать при расчетах имеющиеся результаты лабораторных исследований (снижение температуры гидратообразования, растворимость ингибиторов в конденсате и газовой фазе и т.п.). Отклонения от этого принципа (а также неточности в определении физико-химических величин) можно пытаться учитывать дополнительными эмпирическими поправкам в формулах, используя фактические промысловые данные.

На практике при расчете расхода ингибитора гидратообразования задают в той или иной форме запас на неучтенные факторы:

отклонение от квазиравновесного распределения компонентов по фазам;

пульсирующий характер течения многофазных сред;

неточность расчетного определения физико-химических параметров влияющих на расход ингибитора.

Обычно используют следующие формы запаса: запас по концентрации отработанного ингибитора (задают концентрации на 5 - 10 % выше минимально допустимой); запас по температуре (считают, что температура защищаемой точке на 1,5 - 2 градуса ниже фактической); запас по расход (увеличивают расчетное значение G на 15 - 25 %).

В зависимости от конкретных условий целесообразно (или возможно) использовать ту или иную форму запаса. В частности, запас по температуре нельзя использовать при ингибировании второй ступени НТС летучими ингибиторами, так как этом случае имеет место интересный эффект, впервые отмеченый А.Г. Бурмистровым: отсутствие гидратов в "защищаемой" точке 2 еще гарантирует их предупреждения во всей технологической цепочке точками 1 и 2. При ингибировании шлейфов в расчете ингибиторов применительно к северным месторождениям целесообразно задавать запас по температуре, а не по концентрации отработанного ингибитора. Это связано с тем, что теоретические концентрации отработанного реагента малы и добавка в 5-10% к ним может приводить к «нерегулярным» эффектам Форма запаса по расходу формально применима всегда, но здесь основная методическая особенность состоит в том, что в различных ситуациях целесообразно задавать разный процент запаса. Кроме того, в приведенные зависимости при наличии большого конденсатного фактора необходимо вводить упомянутые объемные поправки.

При задании запаса по расходу ингибитора после определения минимально необходимого его расхода возникает необходимость по исходным соотношениям материального баланса заново пересчитать все равновесные характеристики газожидкостного потока в "защищаемой" точке В практических расчетах чаще всего вводится коэффициент запаса по расходу реагента, равный 1,15-1,25. Однако в некоторых случаях фактические расходы ингибитора превышают расчетные в два-четыре раза. Это связано со специфическими особенностями: выносом пластовой воды, кинетическими закономерностями распределения ингибитора по фазам, гидрогазодинамикой течения многофазных сред. При этом каждый подобный случай должен разбираться отдельно.

5.3.2 Расчёт ингибитора при помощи эмпирических формул

Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термодинамических параметров системы. Следовательно, количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определяться по уравнению:

G = gж + gг + gк, (5.35)

где gж - количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м3; gг - количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м3; gк - количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м3 газа, кг.

Значение gж определяют по уравнению:

gж = W·С2/(С1 - С2), (5.36)

где С1 и С2 - массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;

W - количество воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м3.

Массовая доля ингибитора в исходном растворе (С1) относится к известным параметрам системы, а в отработанном растворе (С2) зависит от требуемого понижения температуры гидратообразования газа, природы самого вещества и определяется по формуле:

С2 = , масс. доли, (5.37)

где М - молекулярная масса ингибитора; К - коэффициент зависящий от типа раствора.

Для метанола М = 32, К = 1220.

Если известна величина С2, то величину понижения температуры гидратообразования для ингибитора определяют по формуле:

?t = , (5.38)

Значение необходимой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по формуле:

?t = Тг - Тр, (5.39)

где Тг - температура гидратообразования газа, ?С; Тр - температура газа в расчетной точке, ?С.

После определения ?t находят значение С2.

Полученное значение С2 соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем температура в расчетной точке. Этот раствор не образует гидратов с компонентами газа.

Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле:

W = W1 - W2 + ?b, (5.40)

где W1 и W2 - влагосодержание газа в начальной и расчетной точках системы соответственно, кг/1000 м3; ?b - количество капельной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000м3.

При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе, расход ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, принимают на 10…20 % больше его расчетного значения.

Из аналитических методик [9] рекомендуется аппроксимационную зависимость, являющуюся конкретизацией формулы Бючекачека:

W=, (5.41)

где А=0,457*exp[0,07374(T-273,15)-0,000307(T-273,15)2]

В=0,0418*ехр[0,0537(Т-273,15)-0,000199(Т-273,15)2]

Здесь [Т]=К, [Р]=МПа.

Далее, определяем количество метанола, необходимое для насыщения газообразной среды по формуле:[2]

qг=0,1б·С2, кг/1000 м 3, (5.42)

где, =0,197·Р-0,7ехр[6,054·10-2(Т-273,15)+5,399]

Определяем количество метанола, растворившегося в конденсате по формуле:[3]

qк=, (5.43)

Х2-требуемая концентрация метанола в защищаемой точке, %:

где Gк - масса конденсата, содержащегося в 1000 м3 газ;

К - коэффициент, зависящий от молекулярной массы массы конденсата,

К=0,000143·Мк2-0,0414·Мк+3,174. (5.44)

Здесь Мк - молекулярная масса конденсата.

Для упрощения расчета необходимого количества ингибитора гидратообразования, по представленной выше методике, проведем его с применением ПЭВМ с помощью программы представленной в приложении В. Расчет проведен при тех же условиях и данных, что и при гидравлическом и тепловом расчете шлейфа. Для летних условий расчет не проводился т.к. в летнее время, по расчетам, образование гидратов не наблюдается.

Результаты работы программы при Q=2,5 млн.м3/сут, L=10 км. и tос=380С приведены в приложении В; результаты расчета расхода ингибитора для этого и других случаях приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Результаты расчета расхода метанола

№ шлейфа	Длина шлейфа, м.	Расход газа в шлейфе, млн.м3/сут	Расход метанола при различных температурах окр. среды, кг/тыс.м3
			-40 0С	0 0С	20 0С
502	4425	4,3	-	-	-
503	5771	3,56	0,108	-	-
504	5475	3,5	0,027	-	-
505	2231	3,48	-	-	-
506	3447	2,5	-	-	-
507	8552	2,9	0,458	-	-
508	7252	3,8	0,158	-	-
509	1384	4,2	-	-	-
510	3312	4,27	-	-	-
511	3950	2,6	-	-	-
512	6302	3,87	0,087	-	-
513	7611	4,18	0,163	-	-
514	5729	3,18	0,145	-	-

По результатам расчета видно, что в зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствие теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными. В летнее время гидраты не образуются.

По результатам проведённых выше расчётов, рассчитаем средний удельный расход метанола в зимний период (возьмём два самых холодных месяца: декабрь, январь):

(5.45)

где, Qi-дебит i-го шлейфа (млн.м3/сут);

Gi-расход метанола для i-го шлейфа (кг/тыс.м3).

G=(4,3*0+3,56*0,108+3,5*0,027+3,48*0+2,5*0+2,9*0,458+3,8*0,158+4,2*0+4,27*0+2,6*0+3,87*0,087+4,18*0,163+3,18*0,145)/46,34 = 0,084 кг/тыс.м3.

Суточный расход метанола:

Qм = 0,084*46340 = 3887 кг/сут. (46340 тыс.м3/сут-общий дебит всех скважин).

За два наиболее холодных месяца в году, расход метанола составит:

Q = 30 сут. * 2 мес. * 3887 кг/сут. = 223 220 кг.

Итак, за два наиболее холодных месяца года (декабрь, январь), расход метанола для всех шлейфов составит 223 220 кг..

6. Экономика предприятия

6.1 Анализ технико-экономических показателей сеноманской залежи

Добыча газа из сеноманской залежи Ямбургского месторождения в 2002 году снизилась по сравнению с 2001 годом и составила 144,6 млрд. м3 против 156 млрд. м3, из Харвутинской площади за год отобрано 8.5 млрд. м3.

Как отмечалось в предыдущих главах, общий фонд скважин, пробуренных на сеноман, по состоянию на 1.01.2003г. составил 891 единицу, эксплуатационный фонд насчитывает 770 скважин. Из них в действии находится 746 скважин, в т.ч. на Харвутинской площади - 50 скважин.

Подготовка газа к дальнему транспорту осуществляется на семи установках комплексной подготовки газа (УКПГ №№17) и одной установке предварительной подготовки газа - УППГ №8 на Харвутинской площади.

Технико-экономический анализ разработки сеноманской залежи проводится ВНИИГазом с целью обоснования нормативной базы затрат, на основе которой выполняется экономическая оценка дальнейшей эксплуатации залежи.

Падение уровня добычи газа на месторождении предопределило ухудшение экономических показателей разработки.

Динамика и уровень основных ТЭП за 2000-2002 гг. приведены в таблице 6.1.

Отмечается, что при снижении годового отбора газа на 11,5 млрд. м3 за последние 3 года, себестоимость добычи газа (без учета налогов) повысилась в 1,9 раза.

Первоначальная общая стоимость основных промышленно-производственных фондов (ОППФ), в основном арендуемых у ОАО «Газпром», увеличилась с 46,3 до 71,4 млрд. руб. за рассматриваемый период.

В 2002 году введены в эксплуатацию вторые очереди ДКС №№ 2, 5, 6. Всего в ООО «Ямбурггаздобыча» («ЯГД») находятся в работе 10 цехов ДКС, оснащенных агрегатами мощностью 16 мВт в количестве 53 штук.

Величины первоначальной и остаточной стоимости арендуемых и находящихся на балансе ООО «ЯГД» основных фондов на 1.01.2002г. и на 1.01.2003г. приведены в таблице 6.2. Самую существенную долю первоначальной стоимости (свыше 52%) занимают производственные объекты газодобычи (скважины, обвязка кустов, оборудование УКПГ, дороги, шлейфы, газопроводы и т.д.); объекты ДКС составляют около 20%.

Остаточная стоимость всех ОППФ по состоянию на 1.01.2003г. составила 40,3 млрд. руб., т.е. средний процент износа составляет 45%, что свидетельствует о высокой степени изношенности фондов, особенно основных объектов газопромыслового хозяйства.

Полные годовые эксплуатационные расходы за последние 3 года увеличились с 7,1 млрд. руб. до 11,7 млрд. руб. и, соответственно, в 1,8 раза выросла себестоимость добычи 1000 м3 газа (с 45,5 руб. до 81,8 руб.).

6.2 Анализ себестоимости, прибыли и затрат на производство и реализацию товарной продукции за 2000-2002 годы

Затраты предприятия на производство и реализацию продукции выраженные в денежной форме, образуют себестоимость продукции. Исчисляется за какой-то временной период и себестоимость единицы продукции. В зависимости от цели расчёта себестоимости затраты классифицируют по экономическим элементам и калькуляционным статьям расхода.

Себестоимость рассчитываемая по экономическим элементам позволяет определить общий объём потребительских ресурсов, независимо от того на какие цели они были израсходованы. Группировка затрат по статьям калькуляции позволяет определить где, для производства какого вида продукции понесены те или иные затраты.