20. Характерные периоды разработки газовых месторождений
При разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей (рис. 5.1).
Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).
Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных “целиков” обойденного пластовой водой газа.
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.
С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.
21. Газоотдача при разработке месторождений природного газа
Газоотдача газового пласта характеризуется степенью извлечения запасов газа.
Различают текущую (определяемую на некоторый момент времени) и конечную газоотдачу (на период прекращения промышленной эксплуатации месторождения). Для количественной оценки газоотдачи используется коэффициент газоотдачи — отношение добытого количества газа к начальным запасам. Средний коэффициент газоотдачи месторождений 0,85. Минимальное значение этого показателя (0,4-0,6) отмечено на месторождениях с относительно небольшими запасами, характеризующихся также неоднородностью коллекторских свойств и активным избирательным продвижением пластовых вод. Максимальной газоотдачей (коэффициент до 0,9) обладают месторождения со средними и незначительным запасами, представленными однородными коллекторами.
Конечная газоотдача определяется рядом геологических особенностей, экономическими факторами, а также факторами, связанными с разработкой месторождений и добычей газа. Основные из них: геологическое строение месторождения и пластово-водонапорной системы, к которой оно приурочено; активность пластовых вод; физические свойства пласта-коллектора; величины запасов газа и начального пластового давления; количество эксплуатационных скважин и их расстановка по площади залежи; порядок разбуривания залежи и очерёдность ввода скважин в эксплуатацию; темпы отбора газа из залежей; регулирование продвижения пластовой воды в залежи; технология проведения ремонтов эксплуатационных скважин; борьба с выносом песка из призабойной зоны; ликвидация песчаных пробок; удаление пластовой воды и конденсата с забоев скважин и др. В случае разработки месторождения в условиях проявления газового режима конечная газоотдача (bk) продуктивного пласта зависит от величины средневзвешенного пластового давления Рк на момент окончания промышленной разработки и минимального рентабельного отбора газа из месторождения (дебитов скважин): Для месторождений со значительной неоднородностью пластов-коллекторов, сложным геологическим строением и низкими пластовыми давлениями bk составляет 0,7-0,8. В условиях проявления водонапорного режима, при котором разрабатывается большинство газовых и газоконденсатных месторождений, газоотдача в основном зависит от начальной газонасыщенности и пористости пород (прямая зависимость), их проницаемости, макро- и микронеоднородностей продуктивного пласта, конечного пластового давления в его обводнённой зоне (обратная зависимость), характера протекания капиллярных процессов при вытеснении