14. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Газ отличается от нефти своими физико-химическими свойствами (небольшой вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью). В связи с этим разработка газовых и газоконденсатных месторождений имеет свои особенности, которые определяются режимом залежи.

Разработка газовых месторождений характеризуется тремя последовательно сменяющими друг друга периодами эксплуатации – нарастающей, постоянной и снижающейся добычей природного газа.

Qг – годовой отбор газа;

Qсум – суммарный отбор газа из залежи;

Рмг – давление газа в магистральном газопроводе;

n – число скважин;

Р – текущее давление;

Рвх – давление на входе в компрессорную станцию;

Nдкс – мощность дожимной компрессорной станции (ДКС);

Р*(t) – безразмерное средневзвешенное давление в залежи;

I. Период нарастающей добычи природного газа – (период опытно-промышленной эксплуатации – ОПЭ) является начальным периодом промышленной разработки месторождения (3-5 лет). В этот период: ведут строительные и опытные работы, бурят скважины, наращивают темп добычи газа, уточняют запасы газа и конденсата, определяют режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи.

Необходимую для проектирования исходную информацию получают в основном из материалов геологического характера, что требует больших денежных затрат и времени. Поэтому залежи начинают разрабатывать до окончания разведочных работ по объекту с таким расчётом, что недостающие сведения будут получены в процессе добычи природного газа и конденсата.

Темпы роста годового отбора и продолжительность этого периода устанавливаются по каждому конкретному месторождению, зависят от объёмов промыслового строительства, капитальных вложений, необходимых для достижения планируемого постоянного годового отбора природного газа, а также зависят от характеристики основных потребителей природного газа и условий транспорта природного газа к ним.

II. Период постоянной добычи природного газа (10-15 лет) характеризуется стабильным (постоянным) годовым отбором газа при некоторых изменениях отборов, обусловленных суточными или сезонными колебаниями потребления природного газа. В это время отбирают основное количество газа (60 % от извлекаемых запасов газа), добуривают скважины и строят дожимные компрессорные станции (ДКС). В начале разработки залежи давление в ней обычно достаточно высоко и ДКС не применяют. Позднее давление падает, и для отбора запланированных объемов газа приходится вводить ДКС.

III. Период падающей добычи природного газа характеризуется снижающимися годовыми отборами газа. Продолжительность данного периода и минимальный дебит скважин за это время определяется рентабельностью. Он начинается с того момента, когда поддерживать постоянную добычу газа вводом новых скважин и повышением мощности ДКС становится невыгодным.

При разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления для любого периода его разработки устанавливается зависимость годового отбора конденсата и природного газа, обосновывается коэффициент извлечения природного газа и конденсата при достигнутом уровне техники, технологии в данный период. Если разработка газоконденсатного месторождения осуществляется с ППД, то продолжительность периода, во время которого товарным продуктом является газоконденсат, определяется полнотой отбора утвержденных к извлечению из залежи запасов конденсата.

Последующая разработка газоконденсатного месторождения осуществляется как разработка чисто газового месторождения.