Разработка газовых месторождений

Технология разработки газовых месторождений по сравнению с нефтяными месторождениями имеет свои особенности в связи с раз­личием товарных качеств и физических свойств газа и нефти.

Добытая из недр нефть перед переработкой ее на заводах может в случае необходимости длительное время храниться в емкостях, расположенных на нефтедобывающих площадях, на трассах нефте­проводов и на самих заводах. Извлеченный же на поверхность газ должен тут же передаваться потребителям, т. е. добыча газа по дан­ному району или месторождению должна соответствовать потреб­ности в нем этих потребителей.

Правда, в настоящее время на трассе магистральных газопрово­дов перед крупными потребителями (промышленными центрами) устраивают буферные емкости газа — подземные газохранилища, которые могут принимать часть газа с промысла при ограничении его получения потребителями и отдавать его обратно в газопровод при возрастании потребности в нем. Обычно газ закачивается в газо­хранилища в летнее время и отбирается из него зимой, когда по­требность в газе резко возрастает, а газопровод в начальном участке трассы не может пропустить всего потребного количества газа. Но роль этих газохранилищ еще невелика, так как они насчитываются лишь единицами.

Таким образом, основной особенностью разработки газовых месторождений является неразрывная связь всех элементов в си­стеме «пласт—скважины — газосборные сети на промысле — маги­стральный газопровод—потребитель».

Другие особенности технологии разработки газовых месторожде­ний вытекают из физических свойств естественных нефтяных газов.

По сравнению с жидкостью газ имеет очень малую вязкость, малую плотность и большую сжимаемость. Вследствие малой вяз­кости газ очень подвижен. Поэтому при разработке газовых пластов теоретически можно получить полную отдачу газа. Если пласт не разобщен, то весь газ из него мог бы быть отобран через одну сква­жину. Однако вследствие ограниченной пропускной способности скважин и необходимости снижения по техническим и геологическим

18*

Если в залежи наблюдается чисто газовый режим, то объем поро-вого пространства, заполненный газом, должен остаться неизмен­ным:

Подстановка фактически замеренных данных, при которых полу­чается равенство (187), подтверждает наличие газового режима в пласте. Если газовая залежь имеет активный напор контурных вод, то-вместо равенства (187) будем иметь неравенство

причинам их дебитов, на месторождении необходимо иметь не одну, а несколько скважин, исчисляемых иногда десятками и даже сетнями в зависимости от величины газового месторождения.

Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной раз­работки газового месторождения положен принцип получения за­данной добычи газа при оптимальных технико-экономических пока­зателях и при соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании определяют темп разработки место­рождения во времени, общий срок разработки, число скважин, их диаметр и схему размещения их на площади.

Проектирование разработки газового месторождения, так же как и нефтяного, осуществляется комплексно — на базе геологиче­ского изучения месторождения, газодинамических расчетов, тех­нико-экономического сравнения различных вариантов разработки.

В процессе исследования первых разведочных скважин на пло­щади и их пробной эксплуатации определяются мощность пластов, их литологический состав, пористость и проницаемость пород, газо- и водонасыщенность, положение контактов газ—вода, газ— нефть, пластовое давление, запасы газа, допустимые депрессии в скважинах, дебиты газа и т. п.

Большое значение для проектирования разработки и рациональ­ной расстановки скважин на площади имеет режим дренирования. Режим существенно влияет на разработку и наряду с другими фак­торами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обвод­нение скважин и т. п.

Определить возможность проявления того или иного режима работы пласта можно по данным эксплуатации отдельных скважин и на основании гидродинамических расчетов.

Если движущей силой является только давление сжатого газа, то с течением времени оно будет падать при неизменном объеме перового пространства, заполненного газом.

Введем для расчетов следующие обозначения:

V — объем норового пространства газовой залежи в м³; ро — начальное давление в пласте; р_г — среднее давление в пласте к мо­менту, когда пз пласта отобрано (2_г м³ газа; р₂ — то же, когда из пласта отобрано @₂ м³ газа; р_ат — атмосферное давление; яо, г_г и 2₂ — коэффициент сжимаемости газа при давлениях ро, р₁ и р₂ и пластовой температуре.

Количество газа (2_г, отобранное из пласта, можно определить из соотношения

(185)-

(186)

что объясняется замедлением падения средневзвешенного давления из-за напора воды.

Если в результате расчетов получается, что газоводяной контур за длительные промежутки времени может продвинуться лишь на очень малую величину, то режим дренирования залежи для данных условий разработки считается практически газовым. Если продви­жение контурных вод окажется значительным, то это указывает на наличие водонапорного или смешанного режима.

В зависимости от преобладания того или иного режима дрениро­вания залежи выбирают схему размещения скважин на площади и порядок проектирования и разработки залежи.

На практике в большинстве случаев газовые месторождения в начальный период разрабатываются на газовом режиме.

Величину отбора газа и срок разработки месторождения уста­навливают в соответствии с планом потребления газа.

Для заданного отбора газа с месторождения рассчитывают тех­нологический режим работы скважин (изменение дебита газа, пла­стового, забойного и устьевого давления во времени). Далее рассчи­тывают необходимое число проектных скважин, дебиты которых и их изменение во времени определяют на основании исследования имеющихся разведочных скважин.

Существенное влияние на выбор числа скважин на площади ока­зывает диаметр скважин, точнее — диаметр эксплуатационных ко­лонн. Чем больше диаметр скважины, тем больше может быть ее дебит, меньше потери давления в стволе.

Увеличение дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа. Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к большой затрате металла на каждую скважину, существенно увеличивает расходы на бурение скважин. Поэтому при проектировании разработки газовых место­рождений проверяют несколько вариантов величин диаметра сква­жин, с тем чтобы выбрать оптимальный.

Выбранные диаметры эксплуатационных колонн должны обеспе­чить наилучшие условия добычи газа в процессе всего периода экс­плуатации месторождения.

Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залежи. В случае полосообразной залежи скважины могут быть расположены в виде одной, двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси залежи, или же равномерно на пло­щади газоносности. При круговой или куполообразной залежи сква­жины могут быть расположены в виде одной, двух или трех коль­цевых батарей или также равномерно на площади газоносности.

На практике стремятся размещать скважины в первую очередь в наиболее продуктивных частях пласта — в области наибольшей мощности, наилучшей проницаемости и т. п.

При газодинамических расчетах задаются несколькими вариан­тами размещения скважин на площади.

Обычно небольшие газовые месторождения с ограниченным за­пасом пластовой энергии используются для обеспечения газом мест­ных потребителей, расположенных в непосредственной близости от района добычи газа. Газ крупных месторождений в большинстве •случаев подается в магистральные газопроводы для снабжения крупных промышленных центров, электростанций, городов.

Процесс разработки большого газового месторождения с высоким начальным давлением в пластах можно разбить на два последова­тельно протекающих периода:

1) бескомпрессорная эксплуатация — движение газа из сква­
жин до первой промежуточной компрессорной станции газопровода
обеспечивается за счет пластового давления; на этом этапе нет не­
обходимости сооружать головную компрессорную станцию в на­
чале магистрального газопровода;

2) компрессорная эксплуатация — движение газа в начале газо­
провода не обеспечивается пластовым давлением. Для транспорти­
рования газа в начале газопровода должна быть построена голов­
ная компрессорная станция.

Основным требованием эксплуатации газовых скважин для бес­компрессорного периода является обеспечение давления в начале магистрального газопровода не ниже 5,0—5,5 МПа. Следовательно,.давление на забоях скважин должно быть больше давления в на­чале газопровода на величину потерь в стволе скважины и в промыс­ловой газосборной сети.

В первый период разработки месторождения с высоким пласто­вым давлением в процессе эксплуатации давление на забоях экс­плуатационных скважин может снижаться от какого-то максималь­ного значения до минимального, но еще обеспечивающего беском­прессорную транспортировку газа по магистральному газопроводу. В этом случае для обеспечения заданной добычи газа месторожде­ние вначале можно разрабатывать небольшим числом скважин при высоких дебитах за счет запаса пластового давления. На последу­ющей стадии разработки приходится увеличивать фонд эксплуата-

ционных скважин ввиду снижения дебитов ранее введенных в экс­плуатацию скважин. На этой стадии разработки на забоях скважин поддерживают постоянное давление, т. е. перепад (р_пл — Р₃аб) постепенно снижается до какого-то экономически выгодного предела.

Имеются месторождения, в которых с самого начала разработки приходится поддерживать постоянное давление на забоях скважин, равное р_за6 = (5,0-|-5,5) + р, где р — потери давления в скважине-и газосборной сети.

При постоянном забойном давлении р_заб = сопз! дебиты сква­жин и пластовое давление будут уменьшаться во времени.

Часто разработка газовых залежей осуществляется не при по­стоянных давлениях на забоях скважин р_заб = сопзЪ, а при снижа­ющихся значениях их и постоянной скорости фильтрации у забоев, скважин.

Многопластовые газовые месторождения, так же как и нефтя­ные, разрабатываются самостоятельными сетками скважин, пробу­ренных на опорные пласты. Во многих случаях несколько пластов, эксплуатируется совместно одной сеткой скважин. Широко при­меняется также совместно-раздельная эксплуатация. нескольких пластов одной сеткой скважин.