Главная Обратная связь

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






Основные периоды разработки газовых месторождений. Режимы работы газовых месторождений



При разработке газовых месторождений обычно условно различают три периода – нарастающей, постоянной и падающей добычи.

Первый период частично связан с осуществлением опытно-промышленной разработки, с развертыванием строительных работ, с интенсивным бурением скважин. Он продолжается обычно 3-5 лет.

Второй период относится в основном к этапу промышленной разработки – поддержание запланированного постоянного отбора газа. Этот период продолжается 10-15 лет.

Третий период характеризуется истощением пластовой энергии залежи, при котором добыча газа в прежнем объеме оказывается технологически затруднительной и экономически нецелесообразной. Это заключительный период разработки залежи. Продолжительность его может быть оценена 20-30 годами и больше. На заключительном этапе этого периода газ из месторождения подается главным образом местным потребителям.

На практике наблюдаются отклонения в очередности периодов и принятых сроках их осуществления, например, после первого периода наступает третий практически без второго периода. Возможны и другие варианты.

Для газовых месторождений существуют два принципиально различных режима разработки газовых месторождений:

Газовый.

При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ в пласте. При этом газонасыщенный объем порового пространства залежи остается постоянным, т.е. контурные или подошвенные воды в залежь не внедряются.

Водонапорный.

При водонапорном режиме в газовую залежь активно поступает контурная или подошвенная вода. Это приводит к уменьшению газонасыщенного объема порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забоям скважин обуславливается как энергией давления сжатого газа, так и напором внедряющейся в пласт воды. Внедрение воды приводит к замедлению темпа падения Рпл. Может сначала давление падать при газовом режиме, а потом может начать проявлять себя внедряющаяся в пласт вода.

2.1. Жестководонапорный (как вид ВНР).

Основной признак режима – значительное падение давления в начальный период экспл. скв.

1 – газовый режим (Q = const)

2 – ВНР (Q≠const, P/z≠const)

3 – ЖВНР (P/z=const)


Уравнение мат. баланса газовой залежи (ГЗ) при газовом (ГР) и водонапорном режиме (ВНР).

УМБ прим-ся: для оценки ПР по методу средней скважины, при оценке запасов газа методом падения пластового давления, а диф. уравнение истощения ГЗ (ДУИГЗ) при оценке в период падающей добычи.



1. УМБ при ГР: Мнач = Мдоб(t) + Мост(t);

(1)Мост (t) = Мнач – Мдоб(t); r = rст×Р×zст×Тст/(z×Рст×Т);

– средневзвешенный по начальному поровому объёму залежи к-т газонасыщенности пласта. , a – к-т газонасыщенности элементарного порового объёма, Wн – начальный поровый объём.

, a×W – ГОППЗ, .

rст г = rст . Из (1):

–УМБ при ГР.

(P×V)/(z×T) = m×R = const.

; УМБ.

ДУИГЗ: ;


Эта страница нарушает авторские права

allrefrs.ru - 2019 год. Все права принадлежат их авторам!