Период - постоянная добыча
Cтраница 4
Достаточно часто из-за допущенных при подсчете запасов газа ошибок в период постоянной добычи проектная величина годового отбора оказывается меньше 5 % от начальных запасов. Так, например, годовой отбор в размере 5 % от запасов установлен в проекте разработки месторождения Медвежье. На деле он оказался около 3 %, так как позднее запасы газа были переутверждены на 30 % больше, чем запасы, использованные при проектировании. На Оренбургском газоконденсатном месторождении при утвержденных перед проектированием запасах газа 1 7 трлн м3 годовые отборы ограничивались 45 млрд м3 в год в период постоянной добычи, что соответствует 2 65 % запасов газа. Величина годового отбора из этого месторождения была установлена с учетом потребности на добычу серы и гелия, ввиду отсутствия в период проектирования вблизи Оренбургского месторождения сравнительно крупных месторождений с аналогичными сопутствующими компонентами. [46]
В этом варианте, как и в двух предыдущих, период постоянной добычи принят 11 лет. Накопленный отбор газа а конец периода постоянной добычи составляет 56 / о от начальных запасов. [47]
У - диаметр лифтовой колонны; 2с5Г - отбор гааа за период постоянной добычи, в % от запасов. [48]
Анализ результатов расчета показывает, что при дальнем транспорте газа в период постоянной добычи оправдан более высокий процент отбора. При этом сокращаются сроки разработки месторождений, а отношение периода постоянной добычи ко всему периоду разработки увеличивается. [49]
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений имеют место период нарастающей добычи нефти, слабо выраженный период относительно постоянной добычи и основной по продолжительности - период падающей добычи. Первый период является следствием разбуривания месторождения и обустройства промысла. Весьма малая продолжительность периода постоянной добычи нефти связана с проблемами обводнения и загазования продукции эксплуатационных скважин из-за явлений конусообразова-ния. Затем эти процессы протекают в нарастающих масштабах, что предопределяет снижение во времени отбора нефти из месторождения в целом при практически неизменном числе скважин. Добуривание скважин - экономически дорогостоющее мероприятие, что не позволяет идти на дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты. На нефтегазоконденсатных месторождениях обычно число эксплуатационных и нагнетательных скважин значительно превышает фонд скважин на газовых и газоконден-сатных месторождениях. Поэтому добуривание десятков или сотен скважин часто почти ничего не дает, а бурение большего числа скважин оказывается экономически невыгодным. [50]
Как показывают расчеты, себестоимость компримирования газа на ДКС в конце периода постоянной добычи составляет около 0 7 - 0 9 руб. / 1000 м3 при оценке сжигаемого газа по оптовым ценам промышленности и 1 2 - 1 3 руб. / 1000 м3 при оценке по замыкаю-шим затратам. В абсолютном измерении наибольшие затраты газа на собственные нужды приходятся на начало периода падающей добычи, когда достигает максимума рабочая мощность ДКС, и затем расход газа постепенно снижается по мере сокращения добычи и уменьшения мощности ДКС. [52]
Страницы: 1 2 3 4