11.5. Особенности планирования добычи свободного газа

Планирование добычи газа по газовым месторождениям имеет свою специфику, которая заключается в следующем. Предприятия по добыче, транспортировке и потреблению газа входят как правило в единую систему газоснабжения (ЕСГ). Следовательно, возможные уровни добычи газа зависят от таких факторов, как производительность (добывные возможности) отдельных

месторождений, пропускная способность газопроводов, а также необходимость бесперебойного снабжения потребителей газом с заданными параметрами по количеству, качеству, давлению. Причем

124

объем потребляемого газа может иметь значительные сезонные колебания.

В связи с этим распределение добычи газа по районам газодобычи и отдельным месторождениям представляет собой сложную оптимизационную задачу.

Распределение добычи газа между отдельными месторождениями района производится отраслевыми

территориальными институтами путем нескольких последовательных приближений, отличающихся количеством учитываемых факторов. Так, при первом приближении могут учитываться только добывные возможности месторождений, при последующих приближениях -реальные потребители, возможности других взаимосвязанных отраслей народного хозяйства, по материально - техническому обеспечению планируемых уровней добычи и др. При этом уточняются и корректируются потребные капитальные вложения, эксплуатационные затраты и др., пока не будет найдет оптимальный вариант.

В процессе эксплуатации месторождений отбор газа по залежам подвергается постоянной корректировке. Это может быть вызвано множеством причин: естественным истощением запасов, изменением представлений о строении залежей и их запасов, открытием новых месторождений по трассе газопровода или вблизи потребителя и др.

Обычно в начальный период разработки газовых месторождений уровни отбора зависят главным образом от пропускной способности магистрального газопровода, которая меняется (увеличивается) по мере ввода в эксплуатацию линейных и головных компрессорных станций.

К моменту выхода месторождения на максимальный уровень добычи и вывода магистрального газопровода на максимальную производительность на уровень добычи начинают влиять изменения сезонной потребности в газе. В зимнее время требуется обеспечивать максимальный отбор из залежей и несколько снижать его в летнее время.

На завершающей стадии разработки газовых месторождений основными факторами, определяющими уровни отбора газа, являются остаточные запасы газа в залежах местных потребителей.

125

11.6. Планирование отборов нефти

С текущим (годовым) планированием добычи нефти теснейшим образом связано распределение планируемых отборов из объекта разработки (месторождения) между отдельными скважинами. Такое распределение выполняется при составлении технологических режимов работы скважин. Под технологическим режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показатели ее эксплуатации, а также обеспечивающие эти показатели технологическая характеристика скважинного оборудования по подъему жидкости и его параметры.

Установление технологического режима работы скважин - оптимизационная задача, предусматривающая распределение проектной (плановой) добычи нефти по объекту между добывающими скважинами, способствующее получению

максимальной конечной нефтеотдачи и обеспечению лучших технико - экономических показателей разработки. Поскольку в процессе разработки характер нефтегазонасыщенности пластов изменяется, в режим работы скважин вносятся необходимые коррективы, чтобы обеспечить оптимальную их работу в новых условиях.

Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливает промыслово - геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине, с учетом ее местоположения на объекте и продуктивности пластов соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое давление, обводненность, газовый фактор, предусматривается рациональный способ эксплуатации скважин, для фонтанной скважины устанавливается диаметр штуцера, а для механизированной - подача насоса, глубина его спуска, давление на приеме насоса, коэффициент подачи и др.

При установлении технологического режима главным является обоснование норм отбора нефти по каждой добывающей скважине. При этом должно соблюдаться следующее непременное условие -сумма отбора по уровням отбора. Различают два вида норм отбора по добывающим скважинам: технологические (основные) и технические.

Под технологической (основной) нормой отбора понимают максимальный дебит скважины, допускаемый условиями

126

рациональной эксплуатации залежи нефти, обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины и отвечающей условиям регулирования разработки на данной стадии.

Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый, но обеспеченный техническими возможностями оборудования дебит по скважине, если он по той или иной причине ограничен по сравнению с технологической нормой или равен ей. Техническая норма может быть ниже технологической. Одна из причин этого заключается в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости и не соответствующего продуктивности пласта. Другой причиной могут быть ограничения, связанные с требованиями безаварийной эксплуатации скважин. Технические нормы отбора обычно остаются постоянными длительное время и меняются только после проведения каких - либо геолого - технических мероприятий, таких, как смена оборудования, обработка призабойной зоны скважины, дополнительная перфорация и т.п.

В технологических режимах должны приниматься технологические нормы отбора по скважинам, обеспечивающие оптимальные условия рациональной разработки. Нормы отбора, устанавливаемые с учетом продуктивности скважин, должны также отвечать определенному принципу регулирования разработки объекта. Например, при необходимости обеспечения равномерного продвижения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды по скважинам, расположенным на участках, где отмечается опережающее продвижение воды, технологические нормы отбора должны быть уменьшены, а по скважинам, расположенным на участках, где продвижение воды отстает, они должны быть увеличены.

При реализации принципа регулирования, предусматривающего опережающее продвижение воды по более продуктивным зонам пласта, по скважинам, расположенным в пределах этих зон, технологические нормы следует увеличивать по сравнению с уровнем, обусловленным их продуктивностью. Аналогичные коррективы в технологические нормы отбора по скважинам вносят и при других принципах регулирования.

При установлении норм отбора добывающие скважины подразделяют на две категории: с неограниченным и ограниченным отбором.

127

К категории скважин с неограниченным отбором относят: скважины, у которых технические нормы ниже технологических; малодебитные, эксплуатирующие истощенные пласты, в которых при существующих темпах отбора нефти динамический уровень снижается до приемов насосов; высокообводненные (более 7(Н80%) на объектах разработки, эксплуатируемых в условиях форсированного отбора жидкости, при отсутствии осложнений, связанных с пробкообразованием. По скважинам, относимым к этой категории, нормы отбора устанавливаются исходя из их потенциального дебита и максимальных возможностей оборудования для подъема жидкости.

К скважинам с ограниченным отбором относят скважины, по которым технологические нормы отбора ниже потенциально возможных. По регулируемым скважинам дебиты ограничивают с целью: обеспечения реализуемого принципа регулирования продвижения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды; обеспечения заданного положения газонефтяного контакта; предотвращения образования конусов обводнения в водонефтяных зонах залежей и газовых конусов на нефтегазовых залежах; сокращения непроизводительных отборов попутной воды; предотвращения выпуска газа из газовой шапки; сокращения газовых факторов по пластам, в которых образовалась вторичная газовая шапка; ограничения выноса песка, если это ведет к пробкообразованию и остановкам скважин; предотвращения сломов колонн и нарушений герметичности тампонажа.

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкости, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводнения продукции по объекту разработки. При решении этой задачи требуется учет многих геолого - физических (строение объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических (метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделить главные факторы, оказывающие в данный момент доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.

128