Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Зависимость объемов разведочного бурения Н от степени разведанности ресурсов задается в соответствии с планируемыми объемами буровых работ на перспективу. Зная степень разведанности ресурсов на каждый исследуемый момент времени, можно по указанным выше зависимостям определить эффективность геологоразведочных работ и объем разведочного бурения.
Годовой прирост разведанных запасов Z (t)
Q (t) = Эб^ЭтахЩ). (3.39)
Последовательно суммируя значения текущих разведанных запасов zvt с каждым новым годовым приростом запасов z^t+dt) = z^+z^dt, получаем в динамике зависимости темпа перевода потенциальных запасов в промышленные категории:
Zv = Zр. (3.40)
Одной из основных проблем при долгосрочном прогнозировании добычи газа является обеспечение заданных темпов добычи газа определенным объемом разведанных запасов. Разведка должна быть подчинена добыче: нужно разведать столько, сколько можно добыть с учетом лага разведки и обустройства. В отечественной практике показатель обеспеченности газа запасами определяется обычно отношением извлекаемых запасов на начало года к годовой добыче газа. Задаваясь различными (но постоянными на весь рассматриваемый отрезок времени) значениями обеспеченности, текущее значение годовой добычи газа Q(t) определяем по формуле
116
О,(t) = 2р№го Q(t), (3.4J)
Крат
где Zр(t) — разведанные запасы газа; Кго — коэффициент газоотдачи; Q(t) — суммарное количество газа, добытое к моменту времени t; Крат — обеспеченность добычи запасами.
Для определения годовых отборов газа на каждом новом временном шаге воспользуемся результатами расчетов динамики разведанных запасов вплоть до момента времени Гк. Суммарная добыча попутно будет вычисляться следующим образом:
Q(t+dt) = Q(t) + Q' (t)dt, (3.42)
Тогда по формулам (3.4J) и (3.42) получаем динамику добычи природного газа Q = Q(t).
3.5. МЕСТО ПОЛНОСРОЧНОГО ОПТИМИЗАЦИОННОГО ПРОГНОЗА В ПЛАНИРОВАНИИ РАБОТ ПО ОСВОЕНИЮ
РЕСУРСОВ ГАЗА
В силу длительного срока прогнозирования и принципиальной невозможности преодолеть неопределенность в геологической информации как по количеству, так и по особенностям неразведанных ресурсов природных газов, эффективности газопотребления, стоимости процесса освоения запасов природного газа предполагается, что полносрочное прогнозирование уточняется каждый раз при принятии средне- и краткосрочных плановых или проектных отраслевых и районных решений с учетом всей имеющейся к этому времени информации.
Для этой же цели используется вероятностное представление о распределении возможных значений определяющих параметров модели развития газовой отрасли. Это необходимо для того, чтобы проводить оптимизационное прогнозирование при всех имеющих смысл сочетаниях определяющих параметров процесса развития газовой отрасли, а по ним найти распределение оптимизированных прогнозов.
Связь между моделями полносрочного прогнозирования по стране в целом и отдельным провинциям удобнее всего осуществлять с помощью модели оптимизации графика добычи и основных технологических параметров и кадастровой (рентной, экономической) оценки месторождения. С использованием этой модели и независимо от графика добычи по
117
стране в целом прогнозируется добыча из каждого месторождения с максимальным интегральным дисконтированным эффектом. Этот эффект рассчитывается по цене продукта у выхода из промысла.
Месторождения для определения очередности их ввода ориентируются по кадастровой оценке. Затем решается пространственно-временная транспортная задача подачи природного газа укрупненным потребителям из отдельных месторождений таким образом, чтобы за период среднесрочного планирования (10 — 20 лет) обеспечить выполнение соответствующего участка полносрочного прогноза и достичь максимального народнохозяйственного эффекта. Результаты решения транспортной задачи используются в качестве задания для составления проектов обустройства месторождения, создания инфраструктуры газодобывающих районов, расширения газотранспортной системы и других конкретных проектных и организационных вариантов.
3.6. КАДАСТРОВАЯ ОЦЕНКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Под кадастровой оценкой месторождений природного газа понимается денежное выражение величины народнохозяйственного эффекта в зависимости от комплексного использования запасов при оптимальных значениях основных технологических показателей (график добычи, число скважин и т.д.). В общем случае разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) состоит из периодов управления темпом добычи и истощения. Периоды управления в свою очередь состоят из шести этапов:
1. Начальный продукционный: мощности компрессорных станций (КС) для товарного инжекционного газа равны нулю, регулирование темпа продукции за счет числа элементов ( элементарные технологические потоки будем называть далее просто элементами), степень возврата равна нулю.
2. Начальный продукционно-инжекционный: степень возврата держится на постоянном уровне, темп продукции регулируется числом элементов, КС товарного газа имеет нулевую мощность.
3. Второй продукционно-инжекционный этап: число элементов не меняется, темп отбора регулируется мощностью КС товарного газа, степень возврата не меняется.
