Анализ разработки месторождений природных газов

Размещено на http://www.allbest.ru/

ГРОЗНЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

им. акад. М.Д. Миллионщикова

Институт нефти и газа

Кафедра «Бурение, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

На тему: Анализ разработки месторождений природных газов

Ордашов Адлан Элханович

Грозный - 2020

Введение

Природный газ - углеводородный газ, который добывается из газовых, газогидратных, газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных либо газонефтяных месторождений

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений в основном включает в себя научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им пригодных ископаемых; процесс проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей, взаимное расположение забоев добывающих, нагнетательных, резервных и других скважин, разбуривание месторождения в соответствии с утверждённой технологической документацией, выработку резервов нефти и газа.

В работе рассмотрены вопросы эксплуатации нефтяных и газовых скважин, сбора и подготовки нефти и газа на промыслах.

Основной целью изучения данной дисциплины «Разработка и эксплуатация газовых месторождений» является усвоение студентами самых основных терминов и представлений, применяемых при проектировании, разборе и регулировании разработки нефтяных и газовых месторождений, а также способов и методологий расчета и прогнозирования параметров и показателей процесса разработки.

Научные основы разработки газовых месторождений в нашей стране заложены академиком Л.С. Лейбензоном. Он впервые изучил особенности фильтрационных течений газов, им же получены соответствующие дифференциальные уравнения и введена потенциальная функция, носящая непосредственно его имя.

Продуктивность разработки месторождений углеводородного сырья в существенной мере зависит от подлинного знания особенностей геологического строения залежей. Главнейшим критерием, определяющим тактику и стратегию освоения месторождений, являются первичные и дренируемые запасы углеводородного сырья и их разделение по площади и разрезу. Об актуальности этой загвоздки свидетельствует тот факт, что оценки, полученные в различное время различными способами, могут отличаться от изначальных в два и больше раза. Тут возникает вторая задача геолого-промыслового обоснования разумной разработки, - объективная оценка резервов углеводородного сырья на различных стадиях освоения месторождений. На примере бесчисленных исследований было показано, что подстилающие газовые залежи воды заключают в себе громадное число растворенного газа, несоизмеримое с его накоплениями в свободном состоянии. В то же время, вопрос о влиянии водорастворенных газов на эксплуатацию газовых месторождений до сего времени остается дискуссионным.

Глава 1. Основные понятия разработка месторождений природного газа

1.1 Происхождение и физические свойства природного газа

В природных газах чисто газовых месторождений преобладает метан почти до 92-99 %. Также в газах, которые добываются из нефтяных месторождений, содержится от 15 до 90 % метана. Одной из самых важных черт углеводородных газов является относительная плотность, под которой имеют ввиду отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных или стандартных условиях. Относительная плотность газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше.

Месторождение природного газа - это целый ряд залежей природного газа и газоконденсата на обследуемой определенной территории. Чаще все занимает несколько сотен километров, для добычи применяются газовые скважины.

Изучаемый режим разработки газовых месторождений в целом характеризуется тем, за счет какой энергии осуществляется приток газа к забоям, и напрямую зависит от физико-геологических факторов и стадии их разработки. Режим, при котором движение газа происходит за счет давления, создаваемого самим газом называется газовый (газонапорный) режим.

Разумная разработка газовых месторождений обуславливается на научной теории движения газа в пористой среде. Основу этой теории заложено профессором Л.С. Лейбензон (классическая работа этого автора «Движение газов в пористой среде»).

Газовые месторождения классифицируется на:

1. Мелкие -- до 10 млрд м3 газа;

2. Средние -- 10 -- 100 млрд м3 газа.

3. Крупные -- 100--1000 млрд м3 газа.

4. Крупнейшие -- 1 -- 5 трлн м3 газа.

5. Уникальные (суперогромные) -- 5 трлн м3 и более.

Полный список газовых месторождений перечисляется по странам в соответствии с добычей ими природного газа и конденсата: США, Россия, Иран, Катар, Канада и другие.

Из-за своего состава природный газ горюч. Известно, что чистый газ горит голубым пламенем, именно поэтому его изредка называют «голубым топливом». Примеси же могут окрашивать пламя в разные цвета. Также пламя начинает желтить при недостатке в нем кислорода, что приводит к неполному сгоранию газа и образованию копоти и угарного газа. Смесь с воздухом в диапазоне концентраций от 4,3 до 16% взрывоопасна. Следовательно, очень важно контролировать состав газа в окружающей атмосфере, а также своевременно принимать соответствующие меры в случае его утечки. Природный газ бесцветен и не имеет запаха, за исключением случаев повышенного содержания в его составе сероводорода. В связи с этим, для упрощения выявления утечки такого газа, к нему в маленьких концентрациях добавляют особые одоранты - вещества с очень резким неприятным запахом. В качестве данных одорантов предпочтительно применяются серосодержащие соединения, к примеру - тиолы. Стандартная насыщенность таких добавлений составляет около 16 г на 1000 м3. Впрочем человек в состоянии почувствовать наличие одного из самых распространенных одорантов - этилмеркаптана, даже при его концентрации в воздухе 2х10-6 % по объему.

Физические свойства природного газа зависят от его компонентного состава, но в большинстве случаев самые основные параметры укладываются в диапазоны, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Плотность	0,65...0,85 кг/мі (сухой газообразный); 400...500 кг/мі (сжиженный)
Температура самовоспламенения	Около 650 °C
Удельная теплота сгорания:	28...46 МДж/мі (6,7...11,0 Мкал/мі или 8...12 кВт·ч/мі)

Природный газ из газоносных пластов - одно из самых главных горючих природных источников, которое занимает ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, основное сырье для химической промышленности. Более чем на 90% он состоит из углеводородов, основным образом метана. Содержит и еще огромнее тяжелые углеводороды - этан, пропан, бутан, а также меркаптаны и сероводород (пагубные примеси), азот и углекислый газ (они бесполезны, но и не пагубны), пары воды, пригодные примеси гелия и других инертных газов.

Стержневой особенностью состава нефтяных попутных газов является наличие в них, помимо метана, также этана, пропана, бутанов и паров огромнее тяжелых углеводородов. Во многих из них присутствуют сероводород и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы. Последние содержатся в числах, редко представляющих промышленный интерес. В газах месторождений Апшеронского полуострова, грозненских, сахалинских, Небитдага их около 10 - 3 %. Значительные числа не находятся в нефтяных попутных газах некоторых месторождений США: Харлей - 7,16%; Клитсайд - до 2%.Нефть и газ собираются в таких участках земной коры (ловушках), где физические и геологические данные благоприятствуют их долгому сохранению.

Таблица 2

ГАЗ	Обозначения	Плотность кг/мі	Теплота в сгорании
			МДж/ мі	Ккал/ мі
Водород	H 2	0,090	10,80	2579
Азот элементарный	N 2	1,251	-	-
Азот воздуха ( с примесь юаргона)	N 2	1,257	-	-
Кислород	О 2	1,428	-	-
Окись углерода	CO	1,250	12,65	3018
Углекислота	CO 2	1,964	-	-
Сернистый газ	SO 2	2,858	-	-
Сероводород	H 2 S	1,520	23,40	5585
Метан	CH 4	0,716	35,85	8555
Этан	C 2 H 6	1,342	63,80	15226
Пропан	C 3 H 8	1,967	91,30	21795
Бутан	C 4 H 10	2,593	118,74	28338
Пентан	C 5 H 12	3,218	146,20	34890
Этилен	C 2 H 4	1,251	59,10	14107
Пропилен	C 3 H 6	1,877	86,07	20541
Бутилен	C 4 H 8	2,503	113,60	27111
Бензол	C 6 H 6	3,485	141,50	33528
Водород	H 2	0,090	10,80	2579
Азот элементарный	N 2	1,251	-	-
Азот воздуха ( с примесь юаргон)	N 2	1,257	-	-

1.2 Подсчет запасов газовой залежи

Сегодня вряд ли необходимо доказывать, что разумное освоение газовых месторождений допустимо только в том случае, если оно осуществляется на научной основе.

При разумной системе разработки месторождения природного газа и обустройства месторождения такая система воспринимается как обеспечивающая достижение уровня добычи газа, дорогостоящих компонентов и конденсата, указанных плановыми органами с наивысшей экономической эффективностью (с оптимальными технико-экономическими показателями и показателями газо- и конденсатоотдачи).

При разработке газоконденсатных месторождений для управления процессами движения газового конденсата в пласте можно использовать неестественные воздействия на газоконденсатные отложения, закачивая в них сухой газ или воду, чтобы поддерживать требуемый слой пластового давления в течение определенного периода времени и, следовательно, уменьшить или предотвратить некоторые потери конденсата в слое.

Из вышесказанного следует, что процессы, происходящие в газовых и газоконденсатных месторождениях и системах сбора газа, не происходят самопроизвольно, независимо без участия людей, а контролируются ими с использованием той или иной системы разработки месторождений и обустройства месторождений. Предметом данного курса является теория разработки газовых и газоконденсатных месторождений, которая позволяет осуществлять такое управление с максимальной национальной экономической эффективностью. Вопросы геологии газовых и газоконденсатных месторождений, бурения, специальных технологий и технологий для эксплуатации скважин и объектов добычи газа выходят за рамки нашего курса и рассматриваются на курсах геологии, бурения газа, добычи газа.

Физические свойства газа, нефти, воды и горных пород, методы их определения здесь также не рассматриваются, поскольку эти вопросы изучаются в ходе физики пласта.

Разработка ряда новых месторождений, представленных пластами с низкой проницаемостью и содержащих значительные запасы газа, требует бурения большого количества эксплуатационных скважин. С открытием многослойных газовых месторождений и с широким использованием геофизических и гидродинамических методов для изучения коллекторов и скважин (в частности, при эффективном использовании методов ядерной геофизики) соотношение между количеством разведочных и добывающих скважин значительно снижается. Заметное влияние на технико-экономические показатели разработки месторождений природного газа оказывает водонапорный режим пласта. Из-за этого важна правильная идентификация необходимого количества добывающих скважин, а также грамотное размещение газовых скважин на структуре, технологический режим их эксплуатации и другие значимые вопросы грамотного освоения газовых месторождений и обустройства газового поля увеличивается.

Процессы, происходящие в газоносных пластах при их развитии, скрыты от наблюдателя. Идея этих процессов составлена после исследования реакции месторождения на его разработку.

Количество газа в пласте, границы которого определяются или устанавливаются на основе некоторых данных, составляют геологические запасы. Таким образом, геологические запасы природного газа могут быть определены. Чаще всего используемый метод расчета геологических запасов углеводородов является объемным.

Для газовых месторождений объемный метод имеет ту же основу, что и для нефтяных месторождений, то есть объем газа в пласте определяется в начальных условиях пласта (давление, температура):

Vг.пл = Fhmkн.г

где kн.г - коэффициент насыщенности пород газом, доли ед.

Для определения объема газа в поверхностных условиях (Qг) пластовый объем приводится к атмосферному давлению и стандартной или нормальной температуре:

Qг = (Рпл Тст zст Vг.пл) / (РТ пл zпл)

где Рпл и Тпл - начальные пластовые давление и температура;

Р0 и Тст - атмосферное давление и стандартная (293 К (20 °С)) температура; zст и zпл - коэффициенты сверхсжимаемости газа при стандартных (Р0; Тст) и пластовых (Рпл; Тпл) условиях.

Можно принять zст ? 1, для определения zпл следует применить специальные графики или расчетные зависимости.

Для газоконденсатного месторождения (залежи) вместе с запасами газа определяются запасы газового конденсата

Qг, т: Qг = Сгк•Qг•сгк · 10-3

где Сгк - содержание конденсата в газе, м3/м3;

сгк - плотность газового конденсата при стандартных условиях, кг/м3.

Часть геологических резервов нефти либо природного газа по ряду причин может быть не привлечена в процессы разработки, что учитывается при расчете и заявлении в Центральной комиссии по резервам. Поставленные на государственный баланс резервы называют балансовыми.

1.3 Проблемы разработки газовых месторождений

Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, основным знаком которых является наличие скопившихся углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Объемы данных скоплений, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются громадным разнообразием. Коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры углеводородсодержащих пород также очень разнообразны. Если учесть также широту спектра природно-климатических условий в районах расположения месторождений, можно увидеть, насколько разнообразны задачи, решение которых необходимо при проектировании разработки месторождений и выборе запасы природного газа.

Факторы и данные, определяющие степень сложности разработки месторождения, под влиянием которого формируется комплекс контролируемых параметров, условно можно разделить на две группы: геологические и гидрогеологические; технологичный.

Первая группа включает в себя размер резервуара и его начальные параметры, геологическое строение плодородного горизонта, тип резервуара, физико-химические свойства пластовых флюидов и т. Д. В эту группу входит характер контакта резервуара с окружающий водный бассейн.

Вторая группа включает в себя: метод разработки месторождения; этап разработки; скорость извлечения углеводородов из пласта и дебиты отдельных скважин, их рабочее давление и текущее состояние; система открытия плодородного горизонта и размещения скважин на сооружении; наличие межслойных или натурных потоков газа и др.

Особенно масштабный этап работ, на котором создается каждая инфраструктура нефтегазодобывающего комплекса, оказывает локальное и даже территориальное воздействие на окружающую среду. Значительные земельные источники вовлечены в хозяйственную деятельность. На 100 га земли, отведенной под добычу нефти и газа, 40 га становятся непригодными для использования по назначению. Разрешается выделять следующие конкретные виды негативного воздействия на окружающую среду при разработке месторождений:

1. Деградация и разрушение земель в результате минерализации земель и засыпки привозной почвой при строительстве технологических объектов.

2. Уничтожение растительности на обширных территориях (в том числе из-за антропогенных ожогов).

3. Нарушение гидрологического режима территорий, при- водящее впоследствии к прогрессирующему подтоплению или осушению земель.

4. Значительное химическое и биологическое загрязнение всех природных сред, в том числе подземных горизонтов. Источниками химического загрязнения в этот период являются буровые ямы, разливы нефти и минеральных веществ во время испытаний скважин, химические склады и другие производственные объекты.

Бурение сараев, содержащих буровые отходы, представляет наибольшую опасность для окружающей среды.

Глава 2. Определение и анализ обустройства газового месторождения

2.1 Определение запасов газа объемными методами

В настоящее время эксплуатационная разработка нефтяной части нефтегазоконденсатных месторождений осуществляется достаточно быстро. Основные трудности в их разработке обусловлены совместным залеганием нефти и газа в пласте, которые отличаются компонентным составом и физическими свойствами. При освоении нефтенасыщенной зоны происходит проникновение газа в нефтяную часть пласта с последующим его прорывом к поверхностям нефтяных скважин. При проектировании систем сбора, подготовки и транспортировки следует учитывать, что основной особенностью разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений является добыча нефти из нефтяных пластов с дальнейшей добычей газа. Это требует особого подхода к организации инфраструктуры для обеспечения максимальных экономических результатов.

Типовая схема обустройство месторождений природного газа включает:

1) фонтанный способ добычи;

2) давление сбора;

3) лучевую либо смешанную систему сбора;

4) технологические процессы подготовки газа: сепарацию, осушку, выделение тяжелых углеводородов, подготовку и стабилизацию конденсата.

Таким образом, при проектировании системы сбора и подготовки нефти и газоконденсатных месторождений необходимо сочетать два процесса (добыча нефти и газа), обеспечивая при этом их безопасность и экономическую производительность.

Пример: (Рис. 2.1.1.) Динамика пластового, буферного давлений и газового фактора.

При разработке проекта освоения Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения специалисты ООО «ГТК« Газпромнефть »решили задачу оптимизации: Яро-Яхинское месторождение расположено в северо-восточной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Извлекаемые запасы категорий С1 и С2 превышают 225 млн. т нефти и 415 млрд. м3 газа. Главные объекты разработки -- пласты БТ -- содержат нефтегазоконденсатные залежи с массивной газовой шапкой и подстилающей водой, нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 11 м, отмечаются высокая степень вертикальной неоднородности и слабая вертикальная анизотропия. Давление насыщения равно пластовому (30,6-33,5 МПа). Газовый фактор изменяется от 195 до 206 м3/м3. Добыча осложняется наличием прорывного газа газовой шапки, содержание которого на устье может достигать до 5000 м3/м3.

Анализ системы пласт -- скважина -- инфраструктура Яро-Яхинского месторождения выявил динамику показателей разработки, приведенную на (рис.2.1.1.) С ростом газового фактора вследствие снижения противодавления столба жидкости в стволе скважины буферное давление на устье растет и достигает максимального значения 12,5 МПа при газовом факторе 2000 м3/м3. В этот момент начинается переход от добычи нефти к добыче газа. В условиях разной динамики ввода скважин и роста буферного давления в системе пласт -- скважина -- инфраструктура возникают следующие негативные факторы (типовая схема обустройства нефтяного месторождения):

1) кратный рост давления в системе сборных трубопроводов;

2) снижение добычи из фонтанирующих скважин;

3) повышение рисков разгерметизации системы трубопроводов.



Рис.2.1.1

Подсчет запасов представляет собой исследование, направленное на обобщение геолого-разведочных данных, после чего проводятся специальные производственные работы по выявлению месторождений и отложений. Таким образом, рассчитывается количество используемых элементов и их значение для производственных целей.

Карта газового месторождения (рис.2.1.2.)

Рис.2.1.2

По степени изучаемости выделяют запасы:

1. разведанные;

2. выявленные;

3. разрабатываемые.

Ключевыми факторами в таких изысканиях являются достоверность и востребованость применяемых способов.

В настоящее время в отрасли газовой промышленности идет процесс постоянного совершенствования методов производства и мониторинга. Расчет запасов газа объемным способом необходим для раннего обнаружения новых месторождений полезных ископаемых. Расчет должен быть точным и выполнен в короткие сроки, а также отражать реальное количество имеющихся резервов. Одним из основных моментов является тенденция выполнять эту процедуру, как это разрешено, с меньшими экономическими затратами. Оценка и обследования необходимы для подтверждения размеров газоносных пластов и их изменений. Расчет запасов газа объемным способом существует для правильного анализа и оптимизации результатов. Несомненно, стоит делать разумные прогнозы, модернизировать процессы разработки и синтезировать навыки и исследовать умные научные решения. Скорость добычи газа - это отношение объемов пласта к геологическим запасам. Они являются окончательными и актуальными. Такие показатели выражены в процентах. При разработке различных газовых месторождений было установлено, что в большинстве случаев этот показатель составляет от 85 до 90%. На этот показатель влияют такие факторы, как режим эксплуатации месторождений, неоднородность состава и степень метаморфоза горных пород, скорость добычи газа и согласованность типа месторождения. Определение параметров водоносного пласта по данным разработки газового месторождения.

Поиск водоносных горизонтов под подземными хранилищами газа осуществляется на основании лицензии. Лицензия - это документ, удостоверяющий право ее владельца на использование недр в определенных границах участка добычи полезных ископаемых в соответствии с указанной целью в течение определенного периода при условии, что они соответствуют ранее согласованным требованиям и условиям. Данные о выполнении требований в этом случае определяются планом разведки (дополнительной разведки), в котором указывается граница участка, охватывающая все скважины, используемые для создания хранилища газа, в том числе наблюдательные. Предоставление лицензии осуществляется через государственную систему лицензирования.

Исследовательская организация при понимании водоносного горизонта должна обеспечить получение достоверных исходных данных, необходимых для оценки рациональности и разработки технологической схемы для создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

Определение фильтрационных, пластовых и других параметров пластов, а также пределов применения структурной ловушки осуществляется геологоразведочной организацией на основе профильных и конструкционных конструкций на основе материалов для бурения скважин, обработки результатов гидродинамические и полевые геофизические исследования.

При оценке пригодности объектов необходимо использовать материалы гидрогеологических и гидрохимических исследований с тщательным учетом особенностей тектонического строения структурной ловушки.

Результат разработки водоносного горизонта и выбранных объектов должен включать:

1) Установлены ловушки, способные накапливать газ в необходимых объемах, его площади и эффективном объеме порового пространства;

2) выявлены особенности геологического строения ловушки и основные геологические и физические характеристики выбранных объектов и перекрывающихся слоев в пределах каждого предполагаемого района;

3) получены гидрогеологические данные о водоносных горизонтах, открытых разведочными скважинами, с указанием степени их взаимосвязанности;

4) Определяется химический состав, давление и температура пластовой воды для каждой секции, проводятся газовые исследования и другие операции, необходимые для воспроизведения исходного фона перед закачкой.

Чтобы получить достоверные исходные данные о коллекторских свойствах коллекторов для ограниченного числа разведочных скважин (от 3 или более, в зависимости от размера площади), отбор проб керна проводится в интервале пласта коллектора и перекрывающих пластов. Пробуренные разведочные скважины определяют плодотворные характеристики этих пластов с целью детализации объектов закачки газа, установления основных и вспомогательных контрольных горизонтов для контроля герметичности хранилищ газа и реализации технологических процессов.

При необходимости проводится комплекс исследований по устойчивости призабойной зоны, установлению максимально возможного пластового давления и других показателей, влияющих на выбор объектов (обнаружение тектонических нарушений, определение экранирующих свойств непроницаемых зон и секции). На примере многочисленных исследований было показано, что нижележащие газовые залежи воды содержат огромное количество растворенного газа, несоизмеримого с его скоплениями в свободном состоянии. В то же время вопрос о влиянии водорастворимых газов на эксплуатацию газовых месторождений остается дискуссионным.

Для изучения гидрогеологических характеристик разреза разведочных скважин сделаны: а) откачка пластовой воды до достижения постоянного удельного веса и химического состава;

1. Устьевые и глубинные измерения давления и температуры, статического уровня, удаление характеристик индикатора и кривой восстановления давления как минимум для трех режимов;

2. Отбор глубоководных проб для химического анализа, определение количества и состава растворенных газов;

3. Определение интервалов притока воды и коэффициента продуктивности исследуемых водоемов.

2.3 Экономический анализ эффективности разработки газовых месторождений

Актуальность работы обусловлена возрастающей ролью экономических оценок в принятии решений в области недропользования.

Основная задача: экономическое обоснование территориальной политики в области добычи нефти, оценка эффективности управления недрами государством и нефтяными компаниями.

Профессионализм и квалификация специалистов, обширная информационная база, а также современное программное обеспечение позволяют проводить многомерные экономические расчеты, что повышает объективность полученных оценок.

Геолого-экономическая оценка месторождений нефти и газа:

1. Оценка экономической эффективности инвестиционных проектов по разработке месторождений нефти и газа.

2. Анализ внешних и внутренних условий функционирования нефтегазовых компаний:

3. Мониторинг тарифов на транспортировку нефти;

4. Анализ мирового и внутреннего рынков нефти и нефтепродуктов; Анализ налоговой системы в сфере недропользования;

5. Оценка эффективности разведки на нефть и газ;

6. Сбор и систематизация информации о текущих затратах и нормативах капитальных вложений для месторождений нефти и газа;

7. Мониторинг нормативной базы в сфере недропользования;

8. Инвестиционный и финансовый анализ деятельности нефтяных компаний в России;

9. Оценка экономической эффективности системы передачи прав на использование нефтегазовых участков недр (лицензионная политика);

10. Сбор, систематизация и анализ информации об основных производственно-экономических показателях нефтегазовых предприятий.

Газовая отрасль является одной из наиболее эффективных отраслей народного хозяйства, в то же время она характеризуется высокими капиталовложениями и высокой капиталоемкостью. Поэтому технико-экономические показатели газовой отрасли во многом зависят от выбора долгосрочных и среднесрочных стратегий разработки месторождений.

Одним из эффективных способов повышения экономической производительности газовой отрасли является решение проблемы оптимального формирования и размещения производства для нее. Другими словами, существенные резервы для улучшения технико-экономических показателей газодобывающей отрасли заключаются в правильном распределении капитальных вложений между всеми газоносными регионами и внутри них между отдельными газовыми месторождениями. В наше время разработка дизайна, как правило, ведется отдельно для любой отрасли. Однако широко известно, что оптимальное функционирование элементов системы (с конкретными конкретными критериями их оптимальности) не способствует и часто противоречит оптимальному функционированию каждой системы на основе критерия, построенного для системы в целом.

Задача оптимизации добычи газа в газодобывающем регионе формулируется следующим образом - распределить планируемые объемы добычи газа между отдельными месторождениями и определить разумный порядок ввода объектов в эксплуатацию. Цель решения этой проблемы состоит в том, чтобы найти стратегии развития, которые обеспечивали бы установленные уровни добычи газа в этом районе в любой год расчетного периода с максимальным результатом или минимумом интегральных затрат, если выполняются все ограничительные условия.

Первый из вышеперечисленных критериев является более универсальным, поскольку позволяет сравнивать варианты, различающиеся по динамике и общему объему продукции.

Второй критерий применяется рационально, если результаты реализации всех сопоставимых вариантов формирования газодобывающей области идентичны. Это достигается в том случае, если цены и объемы реализации газа на внутреннем и внешнем рынках в совокупности по району не различаются по вариантам. По сути, этот критерий является модификацией первого и отражает один из частных случаев - ситуацию с четко определенной подходящей потребностью в стране в газе, поставляемом из этого региона на ближайшее будущее.

Задача имеет решение при следующих ограничениях:

1. Суммарная добыча газа по отдельным месторождениям равна установленному уровню добычи по району;

2. Срок разработки каждого месторождения ограничивается предельным заданным давлением на входе в дожимную компрессорную станцию. При давлении на входе в ДКС меньше заданного эксплуатация объекта прекращается;

3. Ограничение на максимально допустимый годовой отбор газа;

4. Ограничение, задающее форму кривой распределения добычи газа во времени и предел, при котором месторождения переходят на падающую добычу.

Задача долгосрочного планирования и оптимального распределения добычи по объектам добычи газа может быть поставлена в двух условиях - дискретной и непрерывной.

В дискретном утверждении считается, что варианты разработки для отдельных месторождений жестко определены. Задача состоит в том, чтобы определить оптимальную последовательность ввода месторождений в эксплуатацию и выбрать варианты их разработки, которые обеспечивают предельное значение показателя эффективности при соблюдении всех ограничений. Подобная постановка целесообразна, когда имеются детальные проекты разработки месторождений и задача выбора оптимальных годовых отборов газа из месторождений не ставится.

В непрерывной постановке ставится задача определения таких объемов годовой добычи газа, чтобы соблюдались все ограничения на добычу и значение целевой функции было максимальным (минимальным). При этом ограничения на добычу задаются на основе установленных планов поставок газа потребителю по годам - периода планирования для данного газодобывающего района.

Заключение

Из анализа присущих особенностей и некоторых условий эксплуатации крупных газовых месторождений, вытекают главные задачи рационального управления их разработкой: заслуженная оценка промыслово-геологических параметров, предопределение изменения технологических показателей во времени, быстрое перераспределение отборов газа по всей площади и разрезу залежи, обеспечивающее максимальную текущую и конечную газоотдачу при минимальных непроизводительных затратах, установление оптимальных технологических режимов работы скважин, предотвращение преждевременного обводнения залежей и разрушения пород в призабойных зонах скважин.

Главной основой для реализации такой рациональной разработки месторождения является пошаговое изучение всех особенностей геологического строения месторождения и выработка рекомендаций по самому оптимальному размещению эксплуатационных скважин, повышению их продуктивности, предотвращению его преждевременного обводнения. В этой связи в рамках работы, проведен анализ всех этих особенностей геологического строения разрабатываемых сеноманских залежей и связанных с этим возможных осложнений при бурении и эксплуатации.

Быстрая обработка и получение точных промыслово-геологических данных является одним из важнейших звеном в системе данного изучения залежей углеводородов как на стадии разведки и подсчета запасов, так и на всех этапах разработки месторождений нефти и газа. При этом значимую роль играет определение фильтрационных и емкостных параметров продуктивных горизонтов как основы для проектирования рациональной разработки и контроля за процессом эксплуатации залежей.

В процессе изучения залежей приходится часто сталкиваться с проблемой неопределенности принятия решений, связанной с низким уровнем геологической изученности, дискретным характером поступающей информации и сложным геологическим строением продуктивных горизонтов. Вследствие этого первым и обязательным этапом исследований является оценка уровня достоверности используемых материалов и полученных результатов.

Важнейшим параметром, определяющим эффективность проектных решений и последующего процесса разработки является - величина начальных запасов газа. При этом, как показал анализ оценок запасов различными методами на разных стадиях изучения газовых залежей, проблема до сих пор на должном уровне не решена.

Решение появляющихся проблем позволило обосновать принципы эффективного моделирования разработки газовых залежей.

Анализ широко применяемых ныне методов обработки результатов исследований газовых скважин при стационарных режимах фильтрации показывает, что при их использовании в результаты определения вносится как случайная, так и систематическая погрешность, обусловленная объективными и субъективными факторами, а именно недостатком информации, несовершенством применяемого для расчетов математического аппарата, опытом исполнителя.

нефтяной газ скважина месторождение

Список использованной литературы

1. Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие. - Москва: Издательский центр «Академия», 2003г.

2. К.И. Повышев, А.С. Коптелов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»).

3. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. 1974г.

4. Козлов А.Л., Нанасов Б.В., Старосельский В.Л. Разработка группы газовых месторождений с небольшими запасами газа. Газовая промышленность.

5. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. - М.: Ижевск, 2003. -376 с.

6. Амиян В.А., Васильева Н.П. Добыча газа. - М.: Недра, 1974. -312 с

7. Шмыгля П.Т. Определение уровня добычи газа из группы газовых месторождений. Труды КФ ВНИИ, вып. 9: Бурение скважин, разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1962г.

8. Энергетическая стратегия развития России на период до 2020 г.

9. Финансово-экономический вестник нефтяной и газовой промышленности. 1/2004г.

10. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. -М.:

Недра, 1999г.

11. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция). М-во экон. РФ, М-во фин.РФ. М.: ОАО «НПО Изд-во «Экономика» 2000г.

12. Лившиц В.Н., Лившиц С.В. Об одном подходе к оценке эффективности производственных инвестиций в России. В сб. трудов ЦЭМИ РАН "Оценка эффективности инвестиций". Вып. - 2000г.

13. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Недра, 1978г.

Размещено на Allbest.ru