Характерные 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):

1 период нарастающей добычи;

2 период постоянной добычи;

3 период падающей добычи.

В первом 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.

Во втором 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 2 периода эксплуатации месторождения:

-период бескомпрессорной эксплуатации;

-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 и что он зависит в основном

Рис. 15. Показатели разработки месторождения.

n - число добывающих скважин; Q - годовая добыча газа;

q - среднесуточный дебит газа; Р - пластовое давление.

от величины конечного пластового давления (давления забрасывания). Обычно оно составляет Р_забр. = 1.0-0.5 МПа. Но на газоотдачу кроме Р_забр. влияют многие факторы, основные из которых следующие:

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

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

-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). 10% запасов газа Медвежьего месторождения составляют 210 миллиардов м³, для Уренгойского месторождения 10% от запасов превышает 500 миллиар­дов м³.

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).