Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений

В теории и практике различают три периода разработки месторождения по объемам добычи газа (для средних, крупных, уникальных по запасам месторождений):

ü период нарастающей добычи;

ü период постоянной добычи;

ü период падающей добычи.

В первом периодае (рис. 8.1) производится разбуривание месторождения скважинами, обустройство промысла и вывод его на постоянную мощность (постоянную добычу). На Медвежьем месторождении период длился 5 лет, на Уренгойском 8 лет (на средних по размерам и запасам 2-3 года). В этот период из месторождения отбирается до 10-15% извлекаемых запасов.

Рис. 8.1. Показатели разработки месторождения, n - число добывающих скважин; Q - годовая добыча газа; q - среднесуточный дебит газа; Р - пластовое давление.

Во втором периоде отбираются основные запасы извлекаемого газа (60- 70%). Период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбуривание или наращивание мощности дожимных компрессорных станций (ДКС) становится нецелесообразным.

В третьем периоде число эксплуатационных скважин остается постоянным (или уменьшается в связи с их обводнением). Период падающей добычи газа продолжается до минимально рентабельного отбора. В данный период отбирается из месторождения еще 10-15% извлекаемых запасов.

Всем трем периодам присуще уменьшение во времени дебитов скважин, среднего пластового давления, забойных давлений скважин.

В зависимости от условий подачи газа в магистральный газопровод выделяется два периода эксплуатации месторождения:

ü период бескомпрессорной эксплуатации;

ü период компрессорной эксплуатации.

В первом случае давление в скважинах, шлейфах, сепараторах, абсорберах, адсорберах выше, чем в голове газопровода и газ подается в магистральный газопровод без дополнительного компримирования.

Во втором случае для транспорта газа необходимы промысловые дожимные компрессорные станции (ПДКС).

До недавнего времени считалось, что при проектировании разработки газовых месторождений коэффициент газоотдачи следует принимать равным или близким к единице, что он зависит, в основном, от величины конечного пластового давления (давления забрасывания). Обычно оно составляет Р_забр. = 0, 5-1, 0 МПа. Но на газоотдачу кроме Р_забр. влияют многие факторы, основные из которых следующие:

ü обводнение фонда эксплуатационных скважин и снижение темпов отбора, что снижает эффективность водонапорной системы;

ü неоднородность пласта по коллекторским свойствам. Образуются " целики", не дренируемые системой разработки и не участвующие в добыче;

ü неравномерность дренирования отложений по площади и особенно по мощности. Не всегда обеспечивается равномерный подъем ГВК.

Данные факторы обусловили фактическую газоотдачу месторождений в пределах 0, 8 - 0, 9. В связи с этим возникает проблема низконапорного газа (особенно для месторождений Западной Сибири). Пути решения проблемы: снизить достигаемое значение давления забрасывания до минимального (Р_заб = 0, 1 МПа), а низконапорный газ использовать для местных нужд, комплекса химической переработки, тепловых электростанций (наиболее предпочтительно последнее).