Тема 3.2. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Технология разработки газовых месторождений имеет свои особенности в связи с различием товарных и физических свойств газа и нефти. Роль подземных хранилищ в накоплении газа пока ещеневелика поэтому в отличии от нефти извлеченный на поверхность газ должен сразу же передаваться потребителям. Основной особенностью разработки газовых месторождений является связь всех элементов в системе «пласт-скважинв-промысловые газосборные сети-магистральный газопровод- потребитель».

Способы эксплуатации газодобывающих скважин обосновывают в проекте разработки в зависимости от многих условий: величина пластового давления и рабочего дебита скважины; физико-химической и товарной характеристики продуктивного горизонта; условия гидратообразования в стволе и газопромысловой сети; условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа потребителям; местоположение скважин к газоводяному и газонефтяному контакту и к тектоническим разрывным нарушениям. Технологический режим добычи должен быть таким, чтобы не происходило накопление воды на забое и вынос песка.

По СП\равнению с нефтью газ имеет малую вязкость, малую плотность и большую сжимаемость. Газ очень подвижен, поэтому при разработке газового пласта весь газ можно отобрать через одну скважину. Однаео по техническим и геологическим причинам на месторождениях оборудуются многие десятки скважин. Как и для нефтяных месторождений, при проектировании разработки газовых месторождений определяют темп разработки, число скважин и схему их размещения на площади.

Разработка газоконденсатных залежей в режиме истощения может привести к выпадению наиболее ценных углеводородных компонентов. Чтобы этого избежать, используют так называемый сайклинг-процесс.Из добываемого жирного газа извлекают конденсат, а оставшийся сухой газ закачивают обратно в пласт с целью поддержания пластового давления. За счет замещения тяжелых углеводородов легкими происходит переформирования типа залежей из газоконденсатных в газовые.

Если для нефтяных или нефтегазовых залежей определение запасов нефти не представляется сложным, то для определения запасов газа необходимо принимать во внимание следующее обстоятельство: является ли добываемый газ попутным или же представляет собой объект первоочередной добычи.

Большое значение для расстановки скважин на площади имеет режим дренирования. Если движущей силой является только давление сжатого газа, то стечением времени давление будет падать. Если газовая залежь имеет активный напорконтурных вод, то пластовое давление в процессе разработки залежи будет практически постоянным. Существенное влияние на дебит газовых скважин оказывает диаметр эксплуатационных колонн- чем больше диаметр, тем меньше потери давления в стволе.

В случае полосообразной залежи скважины могут быть расположены в виде одной или нескольких прямолинейных цепочек на площади газоносности. В первую очередь скважины размещают в области наибольшей мощности и наибольшей проницаемости пласта.

Небольшие газовые месторождения с ограниченным запасом пластовой энергии используются для обеспечения газом местных потребителей. Газ крупных газовых месторождений подается в магистральный газопровод для снабжения крупных промышленных центров.

Разработка газового месторождения осуществляется в два периода:-безкомпрессорная эксплуатация- движение газа из скважин до первой промежуточной компрессорной станции газопровода обеспечивается за счет пластового давления;

-компрессорная эксплуатация- для транспортирования газа в начале газопровода строится головная компрессорная станция.

Основным требованием эксплуатации газовых скважин для безкомпрессорного периода является обеспечение давления в начале газопровода не ниже 5,0 МПа.

При разработке газоконденсатного месторождения по мере падения давления из газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем более легкие

Конденсат из жирного газа имеет прозрачный цвет,относительную плотность 0,6- 0,8 и температуру начала кипения от 18 до 50^о С. Газоконденсатный фактор показывает отношение количества добытого газа к количеству полученного конденсата. Его величина колеблется от 2000до 250000 м³/м³. Чем богаче газ конденсатом, тем меньше газоконденсатный фактор. В конденсатных месторождениях часто применяют размещение скважин приблизительно 130 га на скважину.

Конденсат может выделяться из добытого газа как на поверхности так и в пласте при снижении давления. В последнем случае часть конденсата может остаться в пласте безвозвратно. Для предотвращения этого явления газоконденсатное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления.

Разработка газоконденсатного месторождения связана с большими капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.Помимо обычных затрат на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также на обустройство промысла, здесь приходится строить газоконденсатный завод и компрессорные станции высокого давления для обратной закачки сухого газа в пласт. Установки для переработки конденсатного газа извлекают до 75% пропана, до 98% бутанов и все содержание пентана плюс остальные углеводороды С₅₊ из жирного газа.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение отличается большим этажом продуктивности. Глубина залегания продуктивных отложений находится в пределах 3800-5200 м. Пластовое давление возрастает с глубиной с 52 до 60 МПа., а пластовая температура увеличивается с 76 до 92^о С. Изменение термобарических условий с глубиной предопределило большие пределы изменения газоконденсатного фактора. Содержание конденсата в газе возрастает с 350 г/м³ на кровле пласта до 900 г/м ³ на уровне газонефтяного контакта. В зависимости от последовательности ввода в разработку различных интервалов месторождения будет та или инаяь динамика добычи сухого газа и жидкихуглеводородов.

Конструкция газовой скважины зависит от глубины и характера вскрываемых пород, наличия или отсутствия водоносных горизонтов и свойств добываемого газа. В большей части газовых скважин после кондуктора спускают только одну колонну-эксплуатационную диаметром до 168 мм. В отличие от нефтяных скважин газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом при спущенных фонтанных трубах, которые спускаются до середины фильтра.