Класифікація родовищ природного газу

Відповідно до правил розробки газові і газоконденсатні родовища можна класифікувати таким чином.

По складності геологічної будови продуктивних горизонтів родовища підрозділяються на дві групи:

- - родовища складної геологічної будови - розбиті тектонічними порушеннями на ряд блоків і зон, мають мінливий характер продуктивних горизонтів (літологічний склад, колекторні властивості та ін.);

- - родовища простої геологічної будови (продуктивні пласти характеризуються відносною витриманістю літологічного складу, колекторних властивостей і продуктивних горизонтів по усій площі покладу).

По кількості продуктивних горизонтів (покладів) вони підрозділяються на одні пласти і багатопласти. По числу об'єктів розробки родовища - однооб'єктні (коли є один поклад або усі поклади об'єднані в один об'єкт розробки); багатооб'єктні, коли виділяється декілька об'єктів розробки.

По наявності або відсутності газового конденсату родовища підрозділяються на:

- - газові, з газу яких при зниженні тиску і температури виділення рідких вуглеводнів не відбувається;

- - газоконденсатні, з газу яких при зниженні тиску і температури відбувається виділення рідких вуглеводнів.

У свою чергу газоконденсатні родовища за змістом стабільного конденсату підрозділяються на ряд груп :

- - перша група, з незначним змістом стабільного конденсату - до 10 см3/м3;

- - друга група, з малим змістом стабільного конденсату - від 10 до 150 см3/м3;

- - третя група, з середнім змістом стабільного конденсату - від 150 до 300 см3/м3;

- - четверта група, з високим вмістом стабільного конденсату - від 300 до 600 см3/м3;

- - п'ята група, з дуже високим вмістом стабільного конденсату - понад 600 см3/м3.

По відсутності або ж наявності нафти в пласті газові і газоконденсатні родовища розбиті на дві групи:

- - поклади без нафтової облямівки або з нафтовою облямівкою непромислового значення;

- - поклади з нафтовою облямівкою промислового значення.

По максимально можливому робочому дебіту свердловин родовища підрозділяють на групи:

- - низкодебітні - до 25 тис. м3/доб;

- - малодебітні - 25 - 100 тис. м3/доб;

- - среднедебітні - 100 - 500 тис. м3/доб;

- - високодебітні - 500 - 1000 тис. м3/доб;

- - надвисокодебітні - понад 1000 тис. м3/доб.

За величиною початкових тисків пластів виділяються поклади:

- - низького тиску - до 6,0 МПа;

- - середнього тиску - від 6,0 до 10,0 МПа;

- - високого тиску - від 10,0 до 30,0 МПа;

- - надвисокого тиску - понад 30,0 МПа.

Етапи розробки газових і газоконденсатних родовищ

Основна відмітна особливість розробки газових і газоконденсатних родовищ від нафтових і нафтогазових, полягає в тому, що вони розробляються в основній масі способом фонтану, при цьому складна і протяжна система газопостачання від покладу до споживача повністю герметична і є єдине ціле.

Газові і газоконденсатні родовища розробляються по двох видах проектів - технологічному і технічному. Технологічний проект заснований на початкових геологічних даних і обмеженнях технічного, економічного і іншого характеру. Технічний проект базується на технологічному, але з передбаченням технічних рішень, детальної економіки і графічної документації.

Потрібну для проектування і початкову інформацію отримують в основному з матеріалів геологічного характеру, що вимагає великих грошових витрат і часу. В зв'язку з цим, поклади починають розробляти до закінчення розвідувальних робіт по об'єкту з таким розрахунком, що бракуюча інформація буде отримана в процесі видобутку природного газу і конденсату.

Розробка газових родовищ характеризується трьома періодами експлуатації, що послідовно змінюються, - наростаючим, постійним і таким, що знижується видобутком природного газу. Графік основних показників розробки газового родовища приведений на мал. 7.1.

Рис 1. Основні показники розробки газового родовища : Qсум - сумарний відбір газу з покладу; Рмг - тиск газу в магістральному газопроводі; n - число свердловин; Р. - поточний тиск; Рвх - тиск на вході в компресорну станцію; Nдкс - потужність дожимной компресорної станції; Qг - річний відбір газу; - безрозмірний средневзвешенное тиск в покладі

Період наростаючого видобутку природного газу (досвідчено-промислова експлуатація - ОПЭ) є початковим періодом промислової розробки родовища. Темпи зростання річного відбору і тривалість цього періоду встановлюються по кожному конкретному родовищу залежно від об'ємів промислового будівництва, капітальних вкладень, необхідних для досягнення планованого постійного річного відбору природного газу, а також характеристики основних споживачів природного газу і умов транспорту природного газу до них.

Період постійного видобутку природного газу характеризується стабільним річним відбором газу при деяких коливаннях відборів, обумовлених добовими або сезонними коливаннями споживання природного газу.

Період видобутку природного газу, що падає, характеризується річними відборами газу, що знижуються. Тривалість цього періоду і мінімальний дебіт свердловин за цей час визначається рентабельністю.

При розробці газоконденсатних родовищ без підтримки тиску пласта для будь-якого періоду його розробки встановлюється залежність річного відбору конденсату і природного газу, обгрунтовується коефіцієнт витягання природного газу і конденсату при досягнутому рівні техніки, технології в цей період. Якщо розробка газоконденсатного родовища здійснюється з підтримкою тиску пласта, то тривалість цього періоду визначається повнотою відбору затверджених до витягання з покладу запасів конденсату. Наступна розробка газоконденсатного родовища здійснюється як чистого газового родовища.