33. Периоды разработки газовых месторождений.

**Этапы разработки газовых месторождений**

В теории и практике разработки месторождений природного газа различают:

I - период нарастающей добычи;

II - период посто­янной добычи;

III - период падающей добычи.

Эти
 периоды харак­терны в основном для средних, крупных и уникальных по
запасам месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения.

Не­большие
 по запасам месторождения часто сразу разрабатываются с периода
постоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжи­тельности. При
разработке таких месторождений основным может оказаться период падающей
добычи газа (линия 1 на рис. 3.1). Встречаются случаи, когда
месторождению присущ только период падающей добычи (линия 3) или имеют
место периоды нарастающей и падающей добычи (линия 2). Пе­риод
постоянной добычи продолжается до суммарного отбора из месторождения
около 60 - 70% запасов газа и более (с начала разра­ботки). Для периода
падающей добычи газа характерно практически неизменное (или
уменьшающееся в связи с обводнением) число добы­вающих скважин. Этот
период продолжается до достижения минимального рентабельного отбора из
месторождения.

При
 отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе
разработки непрерывно уменьшается. Со временем собственного давления
становится недостаточно для подачи газа потребителю с заданным расходом.
 На­чинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью
промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС).***Бескомпрессорным периодом эксплуатации***называется
 период, когда подача газа в магистральный газопровод происходит без
использования компрессоров, за счет пластовой энергии.

При равномерном размещении скважин удельные
 площади дренирования скважин  в однородных коллекторах  одинаковы при
одинаковых дебитах скважин, в неоднородных коллекторах соблюдается
постоянство отношения дебита скважин к запасам газа в удельном объеме
дренирования. При равномерном размещении происходит лучшее изучение
геологических условий, меньшая интерференция скважин, более полное
извлечение газа и конденсата.

При неравномерном размещении  темпы изменения средневзвешенного по пласту давления  *Р* различны
 и возможно образование депрессионных воронок давления в различных
частях залежи. Преимущества неравномерного размещения  - уменьшение
капвложений в строительство скважин, сроков строительства, протяженности
 дорог, газосборных коллекторов, линий электропередач.

Применительно
 к газовым и газоконденсатным месторожде­ниям характерными являются два
режима: газовый (или газонапорный) и водона­порный.

***При газовом режиме***приток
 газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения
газа при снижении дав­ления в залежи. В этом случае контурные или
подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи и
можно считать, что объем порового простран­ства газовой залежи во
времени также практически не изменя­ется.

***При водонапорном режиме*** приток
 газа к скважине происхо­дит как за счет продвижения пластовых вод в
пределах газовой залежи, так и за счет энергии газа, расширяющегося при
паде­нии пластового давления. Вследствие вторжения пластовых вод в
газовую залежь при водонапорном режиме происходит умень­шение объема
порового пространства во времени. Водонапорный режим в зависимости от
граничных условий на контуре питания водонапорной системы разделяют
на упруго-водонапорный и водонапорный режимы. Из-за большей сжимаемости
газа по сравнению с сжимае­мостью пористой среды при разработке залежей
эффектом уменьшения объема пористой среды при снижении пластового
давления можно практически пренебречь.