В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений в зависимости от уровня годовых отборов газа принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоянной добычи и падающей добычи газа.

Для того, чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще во время их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов внутрипромыслового сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча газа из месторождения возрастает. Поэтому период, совпадающий с разбуриванием и обустройством месторождения, называют периодом нарастающей добычи.

Рис. 5.2. Динамика показателей разработки газовой залежи

После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает период постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается 60% запасов газа.

По мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Этот период разработки месторождения называют периодом падающей добычи. Он продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня. На рис. 5.2 показано изменение пластового давления, числа скважин, их дебита и годовых отборов газа в различные периоды разработки газовых месторождений.

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений. В процессе разработки средних по запасам месторождений период постоянной добычи газа часто отсутствует. А при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.

Вначале разработки месторождения пластовое давление бывает обычно достаточным для транспортирования газа от скважин к установкам подготовки газа, а от них — прямо в газопровод для дальнего транспорта. Этот период разработки называют бескомпрессорным. В настоящее время для дальнего транспорта используют трубы, рассчитанные на рабочее давление 5,5 и 7,5 МПа, проектируют газопроводы с рабочим давлением 10 — 12 МПа. Газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление, равное рабочему давлению газопровода. По мере падения пластового давления наступает время, когда для подачи газа в магистральный газопровод возникает необходимость использования дожимной компрессорной станции. С этого времени начинается компрессорный период разработки месторождения. Время ввода дожимной компрессорной станции, ее мощность влияют на технико-экономические показатели разработки месторождения, так как связаны с системой разработки и обустройством промысла.

В зависимости от подготовленности месторождения к разработке и степени выработанности запасов различают период опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.

При опытно-промышленной эксплуатации наряду с поставкой газа потребителю проводят доразведку месторождения с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов как правило не превышает 3 -4 лет.

В период промышленной эксплуатации месторождений основная задача — выполнение плановых поставок газа потребителю.

В период доразработки месторождения добываемый газ используют обычно для местных нужд, дальний транспорт его становится экономически нецелесообразным.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений выделяют также периоды разработки без поддержания пластового давления и с его поддержанием.

11. ГАЗО - И КОНДЕНСАТООТДАЧА ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема извлеченного из пласта компонента Q_д к его геол запасам Q_з. Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в нек. момент экспл-ии) ККО. Основными физическими факторами, влияющими на коэф. газоотдачи являются: 1) режим эксплуатации м/р; 2) средневзвешенное по объему порового пространства пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и изменчивость пород пласта; 4) тип м/р (пластовое, массивное); 5) темп отбора газа;6) системы разработки.

При разработке залежей, приуроченных к однородным по колекторским свойствам пластам, для увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь. Газоотдачу может снизить проведение капитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки.

Основными параметрами, влияющими на коэф. конденсатоотдачи, явл-ся: 1) метод разработки м/р (с или без ППД); 2) потенциальное содержание конденсата (С₅₊) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) групповой состав и физ. св-ва конденсата (молекулярная масса и плотность); 5) Рнач и Тнач. Наиболее высокий коэф. конденсатоотдачи достигается при поддержании нач. Рпл в процессе отбора пластового газа.

Конденсатоотдача напрямую зависит от газоотдачи. , где ККО- коэффициент конденсатоотдачи, КГО – коэффициент газоотдачи, К_п – коэффициент потерь.