Cтраница 2
Использование в качестве критерия оптимизации минимума суммарных затрат на добычу и подготовку газа к дальнему транспорту обусловлен тем, что величина народнохозяйственного эффекта для месторождений севера Тюменской области практически определяется величиной годового отбора газа в период постоянной добычи и затратами на дальний транспорт газа ( см. 1.1.1), но относительно мало чувствительна к вариациям в затратах на добычу и подготовку газа к транспорту, имеющим место при различных вариантах разработки. В связи с этим после определения оптимального режима отбора газа из залежи целесообразно принять другой критерий, а именно 3, как более чувствительный к вариациям затрат при различных вариантах разработки. Очевидно, что вариант разработки, оптимальный по 3, будет оптимальным и по величине народнохозяйственного эффекта, если в обоих случаях будет реализован один и тот же режим отбора газа из залежи в целом. [16]
По существу, в режиме регулятора в Краснодарском крае разрабатывалось Березанское месторождение ( QH 48 млрд. м3), а в Западной Сибири - Пунгинское, в процессе эксплуатации которых отсутствовал период постоянной добычи, а величина годового отбора достигала 15 - 20 % и более от остаточных запасов. Месторождения Средней Азии снабжают газом крупнейшие системы газоснабжения Средняя Азия - Центр и Бухара - Урал. Основную роль в подаче газа играют месторождения Газли, Ачак и Шатлык. [17]
В тех случаях, когда из месторождения добывается только газ, как, например, газ из сеноманских отложений на месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбург-ское, Заполярное и из многих других сравнительно недалеко расположенных залежей, вопрос о величине годового отбора может и должен быть рассмотрен с позиции сокращения продолжительности их разработки. Расчеты, проведенные по одному из крупных газовых месторождений в сеноманских отложениях на глубине & 750 м, показали, что сокращение продолжительности разработки с 40 до 30 лет путем использования новых типов скважин ( горизонтальных) значительно улучшает экономические показатели разработки этой залежи. [18]
По результатам математических экспериментов с применением горизонтальных скважин, приведенным в табл. 4.7 - 4.8 при различных интенсивностях отбора газа из фрагментов месторождения массивного типа, характеризующего как центральную, так и приконтурную часть залежи, видно, что коэффициент газоотдачи не зависит от величины годового отбора. Высокие коэффициенты газоотдачи ( рг 90 % от начальных запасов) получены как при высоком 10 % - ном, так и при низком ( около 4 5 %) темпе отбора газа. [19]
На величину годовых отборов газа существенно влияет наличие нефтяной оторочки газонефтяных месторождений. При этом величина годового отбора газа или газокон-денсатной смеси зависит прежде всего от системы разработки таких месторождений. Если нефтяная оторочка разрабатывается в первую очередь и поддержание пластового давления осуществляется путем обратной закачки отсепарированного сухого газа, то годовые отборы газа устанавливаются годовыми отборами нефти, и объем добываемой нефти должен быть компенсирован объемом обратно закачиваемого газа. Если происходит одновременный отбор газа и нефти го оторочки, то объемы годового отбора должны быть обоснованы технико-экономическими расчетами с учетом геологических характеристик газонефтена-сыщенных зон и возможных потерь нефти в результате истощения газоносной зоны в процессе разработки. [20]
Необходимо отметить, что в приведенных вариантах 10 % - ная интенсивность годового отбора не влияет на коэффициент текущей и конечной газоотдачи. Следовательно, коэффициент газоотдачи зависит не от величины годового отбора, а от длины вскрытия пласта горизонтальным стволом и залегания высоко - и низкопроницаемых пропластков. [21]
Без бурения дополнительного числа скважин ( но при соответствующем дообустройстве промысла) величина годового отбора из Газлинского месторождения могла быть на некоторое время существенно увеличена. [22]
Такой подход к установлению годового отбора з месторождения предопределяет продолжительность периодов нарастающей и постоянной добычи в течение 12 лет, а общая продолжительность разработки составляет около 40 лет. Целесообразно соблюдать эти цифры в том случае, если нет других определяющих величину годового отбора факторов. В главе 2 отмечалась необходимость создания новых концепций освоения газовых и газоконденсатных месторождений с использованием высокодебитных горизонтальных скважин, позволяющих рентабельно увеличить величину годового отбора до 10 % от балансовых запасов газа и извлечение газа довести до 70 % запасов в период постоянной добычи. [23]
Кроме того, считается целесообразным годовой отбор газа из газовых месторождений в период постоянной добычи газа установить около 5 % от начальных запасов газа, а также закончить период постоянного годового отбора ID месторождения после извлечения 60 % запасов газа. Эти величины целесообразно соблюдать в том случае, если нет других определяющих величину годового отбора факторов. [24]
Наличие потребителей и транспортных систем является весьма существенным фактором, ограничивающим величину годового отбора. Причем, если в составе добываемого газа содержится компонент, который является ограниченно потребляемым, то величина годового отбора газа может зависеть от годового спроса на этот компонент. Так, например, несмотря на очень удачное географическое расположение Астраханского газокон-денсатного месторождения и на значительные ресурсы газа в нем, годовой отбор из этого месторождения составляет 0 3 % от начальных запасов газа. [25]
Применение НХЭ в качестве критерия оптимальности зависит от специфики данной задачи. Так как сравниваемые варианты разработки при постоянном дебите и конструкции скважины могут быть различны по продолжительности периода постоянных отборов и величине годовых отборов в период падаоцей добычи, то такие варианты не в одинаковой степени удовлетворяют потребность народного хозяйства в газе. Поэтому использование для экономической оценки сравнительных вариантов широко распространенного критерия минимума затрат менее оправдано, т.к. обязательным условием применимости последнего является равенство годовых объемов газа по сравниваемым вариантам и полная идентичность динамики этих объемов за длительный промежуток времени. Отчасти, в связи с этим оптимизация технологических показателей обычно и производилась за период постоянной добычи, т.е. когда варианты не отличались годовыми отборами газа. [26]
Для определения объема Qr0fl ( t) проектировщику должна быть представлена информация не только о запасах газа, конденсата, нефти и других компонентов газа, но и о продуктивности газонефтенасыщенных пропластков, наличии дорог, географических и метеорологических условиях района, глубине залежи, наличии соседних залежей в регионе, технических возможностях интенсивного разбуривания залежи и обустройства промысла, продолжительности щэоходки скважин и многие другие данные, влияющие на вывод газодобывающего предприятия на проектную мощность. На базе этой информации должны быть обоснованы годовые отборы из месторождения. Величина годового отбора го месторождения для проектировщика является не как готовый параметр, используемый при расчетах Pnn ( t) и n ( t), а как творчески определяемый проектный параметр. [27]
Для залежей, находившихся длительное время в разработке, определить градиенты давления затруднительно и даже не представляется возможным определить величину скорости фильтрации. Поэтому интенсивность разработки реальных нефтяных залежей приходится оценивать с помощью косвенных данных. Часто темпы разработки нефтяной залежи выражают величиной годового отбора нефти в процентах от начальных промышленных или даже от остаточных промышленных запасов. Нами изучалось, как меняются представления об интенсивности разработки при различном подходе к оценке темпа разработки. [28]
Это объясняется тем, что суммарная добыча нефти, ввиду истощения пласта, снижается во времени, хотя темп отбора жидкости из года в год увеличивается. Поэтому при изучении влияния темпа отбора жидкости на нефтеотдачу нецелесообразно выражать интенсивность разработки величиной годового отбора нефти. [29]
Такой подход к установлению годового отбора з месторождения предопределяет продолжительность периодов нарастающей и постоянной добычи в течение 12 лет, а общая продолжительность разработки составляет около 40 лет. Целесообразно соблюдать эти цифры в том случае, если нет других определяющих величину годового отбора факторов. В главе 2 отмечалась необходимость создания новых концепций освоения газовых и газоконденсатных месторождений с использованием высокодебитных горизонтальных скважин, позволяющих рентабельно увеличить величину годового отбора до 10 % от балансовых запасов газа и извлечение газа довести до 70 % запасов в период постоянной добычи. [30]