ЛЕКЦИЯ 9. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

22. Понятие о рациональной разработке газового и газоконденсатного месторождения.

Под разработкой газового и газоконденсатного месторождения понимается управление процессами движения в пласте газа и конденсата к скважинам с целью добычи газа и конденсата. Такое управление достигается посредством определенной системы разработки залежи. Система разработки газовой и газоконденсатной залежи означает выделение эксплуатационных объектов, размещение необходимого числа добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин, порядок ввода их и поддержание определенных, допустимых технологических режимов работы эксплуатационных скважин.

До того, как природный газ попадет к потребителю, он подвергается различным термодинамическим воздействиям с целью достижения соответствующих параметров кондиции как топлива и как химического сырья. Для этих воздействий на газ применяются системы обустройства газового промысла. Система обустройств включает в себя подземное и поверхностное оборудование для сбора газа и конденсата, отделения конденсата, очистки газа от механических и других вредных примесей (С0₂, N, H₂S), осушки газа, компримирования и подачи газа потребителю в магистральный газопровод. Система обустройства и поддержания оптимального режима работы оборудования относится к предмету эксплуатации газового и газоконденсатного месторождений.

На открытие и разведку газовых и газоконденсатных месторождений затрачиваются большие средства, запасы природных газов представляют всенародное достояние. Поэтому системы разработки и обустройства месторождения должны обеспечивать максимальный народнохозяйственный эффект.

Под рациональными системой разработки месторождения природного газа и системой обустройства промысла понимаются такие системы, при которых обеспечиваются: выполнение заданного плановыми органами уровня добычи газа, ценных компонентов и конденсата; получение наибольшей народно-хозяйственной эффективности (с оптимальными технико-экономическими показателями); обеспечение максимальных коэффициентов газо- и конденсатоотдачи; соблюдение условий охраны недр и окружающей среды.

Заданная величина добычи газа и газового конденсата определяется решением общей проблемы развития газодобывающей отрасли с учетом геолого-технических возможностей газовых залежей и достижений научно-технического прогресса в области проектирования, разработки и эксплуатации месторождений, в области транспорта и использования природного газа.

Газовая залежь вместе со всеми ее скважинами и окружающей ее водонапорной системой представляет единую газогидродинамическую систему. Если к одному и тому же водоносному бассейну приурочен ряд месторождений, то в результате разработки происходит их взаимодействие. Снижение давления в одном месторождении вызывает снижение пластового давления в других месторождениях, даже если они находятся друг от друга на значительных расстояниях.

То же самое происходит между скважинами и системой обустройства месторождения, между установкой комплексной подготовки газа (УКПГ) и давлением в магистральном газопроводе. Поэтому при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений система пласт- скважина- газосборная сеть - УКПГ- магистральный газопровод- потребитель рассматривается как ЕДИНОЕ ЦЕЛОЕ.

При выборе системы разработки и обустройства газовых месторождений решающее значение имеет отраслевая экономика. В каждом проекте разработки месторождения рассматриваются несколько вариантов расположения скважин и технологических режимов их работы для обеспечения заданного уровня добычи газа и конденсата. И только на основе сопоставления технико-экономических показателей всех вариантов выбирается наиболее экономичный, рациональный.

К числу важнейших экономических показателей, определяемых при проектировании и анализе разработки месторождения относятся себестоимость добычи газа, капитальные вложения, энергоемкость, фондоотдача, приведенные затраты, объем реализуемой продукции, металловложения, производительность труда, прибыль, рентабельность, срок окупаемости капитальных вложений.

В качестве критерия сравнения различных вариантов разработки месторождения применяется показатель приведенных затрат. Общую экономическую эффективность капитальных вложений можно рассчитать как отношение прибыли к вызвавшим ее капитальным вложениям.

23. 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).

24. Особенности разработки газоконденсатных месторождений

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение (без поддержания пластового давления) происходят выделение конденсата из пластового газа в пласте и его значительные потери. Разработка на истощение связана с потерей 30-50% конденсата в пласте. Основным вопросом разработки газоконденсатного месторождения кроме добычи газа становится предотвращение потерь конденсата при снижении пластового давления.

Разработка газоконденсатных месторождений может осуществляться как на истощение, так и с поддержанием пластового давления. В России осуществляется разработка газоконденсатных месторождений только на истощение, т.е. без поддержания пластового давления. Помимо обычных расчетов прогнозных показателей разработки газового месторождения для газоконденсатных месторождений необходимы специальные расчеты по определению количества добываемого конденсата и его потерь в пласте на весь период разработки месторождения. Они проводятся по результатам газоконденсатных полевых и лабораторных исследований.

Разрабатывать газоконденсатные месторождения с поддержанием пластового давления можно осуществлять путем:

- закачки в пласт сухого газа (сайклйнг - процесс);

- закачки в пласт воды.

Эффективна закачка воды. Ее преимущества:

- одновременная добыча газа и конденсата;

- ликвидация компрессорного периода эксплуатации газоконденсатного месторождения;

- постоянство высоких давлений добываемого газа, что важно для
его подготовки к транспорту;

- увеличение добычи конденсата постоянного состава и товарных
свойств.

Однако при этом существенно возрастают капитальные и эксплуатационные расходы и появляется реальная возможность преждевременного обводнения залежи.

Наиболее перспективным является сайклйнг - процесс - закачка сухого газа, но при этом консервируются запасы природного газа.

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒