12) Периоды и основные показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

При разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи:

1)нарастающий

2)постоянный

3)падающий

Период нарастающей добычи характеризуется обустройством и разбуриванием месторождения. Период постоянной добычи характеризуется постоянными отборами газа, которые продолжаются до экономически не целесообразности добуривания новых скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются в основном газо-нефтенные месторождения, около 60%. Период падающей добычи характеризуется неизменным числом эксплуатационных скважин и сокращения фонда скважин в следствии обводненности. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин(в период падающей добычи) может вырастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки выявленных в процессе эксплуатационных газа.

Период нарастающей постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями метров кубических. В процессе разработки средних по запасам месторождений, период постоянной добычи может отсутствовать. При разработки мелких незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений может отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи.

С точки зрения технологической добычи выделяют период без компрессорной и период компрессорной эксплуатации.

С точки зрения подготовленности месторождения к разработки выделяют периоды опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и доразработки.

Можно также выделить периоды с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Основные показатели:

1)число добывающих, нагнетательных скважин на площади газоносности

2)технологический режим эксплуатации скважин, рассчитанного порядка ввода скважин

3) баланс пластовой энергии.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели данной технологии извлечения газа из недр при данной системе разработки взаимосвязаны. Нельзя производить перепады давления, прекращать добычу и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может привести к изменению других.

13) Параметры, характеризующие систему разработки.

Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1)Параметр плотности сетки скважин   — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то

Sc  =  S/n                                                 (2.1)

Размерность [S c] =м2/скв. В ряде случаев используют параметр Sсд равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2)Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова    — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

= N / n                                                   (2.2)

Размерность параметра [ ] = т/скв.

3)П а р а метр      — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т. е.   . Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения.

4)П а р а м е т р     — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т. е.   .

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др