Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 [ 17 ] 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора из месторождения (дебитов скважин).

Изменение во времени основных показателей разработки месторождений природных газов для I, II и III периодов показано на рис. 15.

Различие в характерах изменения основных показателей разработки для отмеченных периодов определяется в основном изменением во времени темпов отбора газа из месторождения. Кроме того,

0 0 о о I 2 3 5 6 1 8 9 10 11 12 13 П 15 W П 18 19 20 t.lodbi

Рис. 15. Изменение во времени показателей разработки месторождения А при газовом режиме, равномерном размещении скважин по площади газоносности и пренебрежении реальнъши свойствами газа

на показатели разработки может значительно влиять режим месторождения. Всем отмеченным периодам присуще уменьшение во времени дебитов скважин, среднего пластового и забойного давления. Следствием этого является увеличение во времени необходимого числа скважин в I и II периоды и падение добычи газа из месторождения в III период разработки. При этом возможны отклонения от сказанного. Например, месторождения в период постоянной добычи газа могут разрабатываться и неизменным числом скважин - когда возможно увеличение депрессии на пласт, что позволяет поддерживать дебит скважин постоянным. Вследствие образования значительной разности давления между водоносной и газоносной зонами пласта и снижения отбора газа из месторождения в период падающей добычи иногда возможно не падение, а повышение среднего пластового давления в залежи. Здесь уменьшение отбора газа из месторождения

может произойти, например, в результате обводнения скважин.

Различают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации месторождения. Эти периоды, как правило, характерны для месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения. В настоящее время для дальнего транспорта газа используются трубы большого диаметра, рассчитанные на рабочее давление 55 кгс/см. Поэтому газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление 55кгс/см*.

В начальные годы разработки месторождения пластовое давление обычно бывает достаточным для внутрипромыслового транспорта газа, обработки газа перед дальним транспортом с использованием процесса низкотемпературной сепарации (НТС) и подачи газа на прием магистрального газопровода с давлением 55 нгс/см*. Снижение пластового давления с определенного момента времени приводит к необходимости ввода в эксплуатацию установок искусственного холода или перехода к иным методам обработки и подготовки газа к дальнему транспорту. Затем наступает время, ко гда величина пластового давления не позволяет поддерживать на приеме магистрального газопровода давление 55 кгс/см. Этим моментом времени заканчивается бескомнрессорный и начинается компрессорный период эксплуатации месторождения. Компрессорный период начинается с ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции (ДКС). Назначение ДКС - «дожимать» газ до требуемого давления в магистральном газопроводе. При дальнем транспорте газа такое назначение выполняют линейные компрессорные станции. Ввод в эксплуатацию этих станций практически не зависит от изменения пластового давления и лишь в определенной мере определяется периодом нарастающей добычи газа. Поэтому эти станции здесь не рассматриваются. Рассмотрение же работы ДКС здесь необходимо потому, что время ее ввода в эксплуатацию, изменение ее мощности во времени связаны с выбираемыми и реализуемыми системами разработки месторождения и обустройства промысла. К тому же технико-экономические показатели работы ДКС влияют на показатели разработки месторождения в целом.

В последнее время выделяют также период опытно-промышленной эксплуатации и период промышленной разработки месторождений природных газов. В период опытно-промышленной эксплуатации газ подается потребителю и одновременно решаются задачи доразведки месторождения, подсчета запасов газа и подготовки исходных данных для составления проекта разработки месторождения. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений составляет 2-3 года. В период промышленной разработки месторождения основной задачей являете» оптимальное снабжение конкретных потребителей газом.

1 Переход на допустимое давление 70 кгс/см* и более [33] уже осуществляется на практике.

Для газоконденсаого месторождения, если оно разрабатывается без применения методов поддержания пластового давления (разработка на истощение), также характерны отмеченные периоды. Однако если пластовое давление в газоконденсатном месторождении поддерживается путем законтурного заводнения, то периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа могут иметь место и здесь.

При разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа в пласт выделяют период консервации запасов. Это означает, что газ отбирают из месторождения с целью добычи конденсата. В период консервации запасов газ как товарный продукт потребителю не подается. Однако поддержание пластового давления в газоконденсатном месторождении на начальном уровне необязательно. С,экономической точки арения может быть целесообразной добыча газа как товарного продукта при поддержании пластового давления на уровне, меньшем начального давления в пласте, или при падении его во времени.