Кроме того, снижение суммарной добычи газа до 150 млрд.м3 в год позволит поддерживать на входе в ГКС давление 56 кгс/см . При существующей степени сжатия 1,33-1,35 можно будет создавать в начале магистрального газопровода давление до 75 кгс/см^. С другой стороны, реализация варианта 3 потребует ввода вторых очередей ДКС в 2000-2001 гг., что немаловажно с экономической точки зрения.
Из трех рассмотренных вариантов разработки лучшие ТЭП и максимальное значение критериального показателя (ЧДД) получено по варианту 3. Для обеспечения добычи газа по указанному варианту потребуется примерно 3622 млрд.руб. (в ценах 1997 г.), из них на бурение (47 скважин) - 564 млрд.руб. Средняя за период себестоимость добычи 1000 м3 газа составит 27,2 тыс.руб, а чистый дисконтированный доход - 8770 млрд.руб. Наиболее существенным фактором, определяющим стратегию разработки месторождения в период падающей добычи, является изменение экономических условий его функционирования. Это, прежде всего, снижение ставки налогов и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.
44
Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа
ВНИИГАЗ 1998
Г.А.Зотов
ВЛИЯНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ ВНУТРИПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА НА ТЕМПЫ ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
В сложно построенных газовых залежах, представляющих собой конгломерат зон с различной проницаемостью по площади и продуктивному разрезу, темпы падения пластового давления в зонах размещения эксплуатационных скважин зависят от интенсивности внутри-пластовых перетоков между этими зонами [1]. Как правило, в этом случае притоки газа в скважины происходят по высокопроницаемым зонам (пропласткам), давления Р в низкопроницаемых зонах бывают неизвестными, а замеренные пластовые давления Pi в эксплуатационных скважинах не соответствуют среднему давлению в залежи.
Темп падения среднего пластового давления в зоне расположе-
ния эксплуатационных скважин —- = —Ц-Ц—v ,\будет
опрела Q;d{t2)~Qjt])
деляться формулой
|
ям |
|
1- |
■ftW
aw ~*0*' * ~/л ' (1)
|
у.iyv |
где Qc,d -накопленная добыча газа в течение года A^i = Л(О~ Л(*г); Ц = yz\ z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Ро - начальное пластовое давление; Р,0 = Р2° = Ро; Q\ - годовой отбор газа из залежи; Q2 - годовой переток газа из низкопроницаемых зон; = /у; Qi-yv i ^i и ^2 - запасы газа в зонах расположения скважин с давлением Pj и низкопроницаемых зонах с давлением Р2; 5 - V2/V,.
Из (1) следует, что темп падения давления ДР,= const только в том случае, если постоянен годовой отбор газа Q\ (Qx) и отношение
45
При этом условии будет соблюдаться прямолинейная зависимость Pi от Q?d (накопленной добычи газа). Как показывает практика, начальный участок этой зависимости имеет нелинейный характер за счет формирования внутрипластового перетока газа, т.е. параметра интенсивности qn -2/q Он обычно увеличивается, что приводит, согласно (1), к уменьшению отношения l±PxIAQsd. В дальнейшем в зависимости от qn график зависимости Pi от Q?d может иметь различный вид.
При этом, как правило, происходит отставание изменения величины Q2 при изменении годового отбора Q\, что приводит при увеличении Q к уменьшению интенсивности перетока qn - y() и увеличению наклона Р\ от Q?6, т.е.
Для иллюстрации сказанного рассмотрим пример фактических показателей разработки газового месторождения. Для него установлено следующее распределение запасов газа по типам коллекторов с определенной пористостью:
|
Пористость |
12,5 |
12,5-8,0 |
8,0-5,5 |
<5,5 |
Всего |
|
Запасы газа, млрд.м7 % |
118 31,8 |
82 22,2 |
68 18,5 |
102 27,5 |
370 100 |
|
Суммарные запасы газа, млрд.м7 % |
118 31,8 |
200 54 |
268 72,5 |
370 100 |
- |
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.