Разработка газовых месторождений

Разработка газовых месторождений — комплекс работ по извлечению природного газа из пласта-коллектора.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

Разработки газовых месторождений характеризуются зависимостями изменения по времени среднегопластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, числом скважин, мощностью дожимных компрессорных станций, объёмами поступающей в залежь пластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и др. Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газовой залежи.

При газовом режиме в процессе разработки газовых месторождений контурная или подошвенная воды практически не поступают в залежь. При водонапорном режиме продвижение в залежь воды приводит к замедлению темпа падения среднего пластового давления. Последнее обстоятельство непосредственно сказывается на изменениях дебитов газовых скважин, а следовательно, на их количестве, продолжительности периодов бескомпрессорной эксплуатации и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, мощности дожимной компрессорной станции. В этом случае также отмечаются обводнение части скважин (что вызывает необходимость бурения новых), снижение коэффициента газоотдачи пласта и, кроме того, осложнения, возникающие при эксплуатации скважин и системы обустройства промыслов при значительных объёмах добываемой вместе с газом пластовой воды. На темп падения среднего пластового давления оказывают влияние деформацияколлектора продуктивного пласта (вследствие изменения коэффициента пористости при снижении внутрипорового давления), процессы десорбции, дегазации остаточной воды и нефти, имеющие место притоки или утечки газа в близлежащие продуктивные горизонты, соседние залежи газа.

В ряде случаев при снижении давления в газовую залежь может поступать вода, выжимаемая, например, из вышезалегающего глинистого пласта — покрышки залежи.

Важнейшим элементом системы разработки газовых месторождений является газовая скважина. Уравнение притока газа к скважине характеризуется нарушением линейного закона фильтрации (закон Дарси), обусловленным высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта, и описывается (для установившегося фильтрационного течения идеального газа) формулой:

(1).

где рк (t) — пластовое давление в районе данной скважины в момент времени t; pc (t) — забойное давление в скважине на тот же момент времени; А и В — коэффициент фильтрационных сопротивлений; q (t) — дебит скважины в момент времени t, приведённый к атмосферному давлению и пластовой температуре.

Другая отличительная особенность притока газа к скважине — искривление линий тока вследствие несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. К особенностям притока газа к скважине относятся также значительные потери давления в призабойной зоне пласта. По мере падения пластового давления в районе скважины происходит деформация продуктивного коллектора.

Проницаемость призабойной зоны уменьшается, продуктивная характеристика скважины ухудшается. В случае расположения скважины в слабосцементированном коллекторе происходит разрушение последнего, на забое скважины образуется песчаная пробка. В процессе добычи газа чаще всего наблюдается осушка призабойной зоны пласта. Профиль притока газа к скважине вдоль вскрытой части пласта зависит от изменения коллекторских свойств продуктивного пласта по вертикали. Определяется он также глубиной спуска насосно-компрессорных труб, по которым газ подаётся на поверхность. Степень дренирования продуктивного пласта по вертикали в значительной мере предопределяет избирательное поступление воды в газовую залежь и преждевременное обводнение эксплуатационных скважин.

При относительной однородности пласта-коллектора и наличии подошвенной воды обводнение эксплуатационных скважин происходит за счёт явления конусообразования, подтягивания к скважине подошвенной воды. газовый месторождение скважина сепарация Процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Однако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и снижение температуры. Поэтому при низкой пластовой температуре в призабойной зоне возможно образование гидратов углеводородных газов, что резко снижает продуктивность скважины. Снижение температуры происходит, кроме того, при движении газа по насосно-компрессорным трубам, здесь также возможно образование гидратных пробок. Поступающий на поверхность газ имеет температуру, большую температуры вышележащих пород. Поэтому при добыче газа в зоне многолетнемёрзлых пород происходит локальный прогрев последних и в случае остановки скважины возможно смятие эксплуатационных колонн в результате явления обратного промерзания пород. Когда в пластовом газе содержится сероводород и (или) углекислый газ, которые вместе с парообразной влагой или поступающей пластовой водой могут вызывать коррозию забойного и устьевого оборудования скважины, а также насосно-компрессорных труб, при добыче газа осуществляют ингибирование, предотвращающее образование гидратов, коррозию, выпадение солей. Для восстановления, улучшения продуктивных характеристик газовых скважин применяют методы интенсификации притока газа к забоям скважин. В случае карбонатных коллекторов эффективными оказываются соляно-кислотные обработки призабойной зоны, песчано-глинистых коллекторов — гидравлический разрыв пласта. Эффективно также торпедирование, использованиевзрывов, гидропескоструйной перфорации. В случае выхода скважины из строя осуществляют капитальный ремонт скважины.

Работа газовых скважин регламентируется технологическим режимом эксплуатации, обеспечивающим охрану недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин.

Для средних, крупных и уникальных по запасам газовых месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения, характерны периоды разработки: нарастающей, постоянной и падающей добычи газа. В период нарастающей добычи газа проводятся разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, обустройство промысла, строительство и ввод в эксплуатацию одного или нескольких магистральгых газопроводов и линейных компрессорных станций (в ряде случаев период включает опытно-промышленную эксплуатацию месторождения, при которой наряду с добычей газа осуществляется доразведка месторождения, уточнение большинства исходных геолого-промысловых параметров).

Период характеризуется высокими дебитами скважин, а также высокими давлениями на устьях, позволяющими без использования компрессорных станций осуществлять сбор, обработку и подачу газа в магистральный газопровод (продолжительность периода на разрабатываемых отечественных месторождениях от 1 до 13 лет; перспективно его сокращение). В период постоянной добычи (характеризуется наиболее благоприятными технико-экономическими показателями разработки месторождения) отбираются основные запасы газа из месторождения. При этом продолжается разбуривание месторождения, обустройство промысла, вводятся в эксплуатацию дожимные компрессорные станции. К концу периода накопленный отбор газа доходит до 60−70% от его начальных запасов в пласте (продолжительность периода от нескольких до десяти и более лет).

Период падающей добычи газа характеризуется снижением (во времени) дебитов скважин, пластовых, забойных и устьевых давлений, уменьшением эксплуатационного фонда скважин вследствие, например, их обводнения. Ухудшаются условия добычи газа и технико-экономические показатели разработки месторождения. В этот период необходимо внедрение методов повышения компонентоотдачи пласта. Интенсификация добычи газа из обводняющихся скважин приводит к замедлению падения отбора газа из месторождения в целом (Битковское месторождение). На завершающей стадии периода падающей добычи осуществляется переориентация газового промысла на снабжение газом местных потребителей. Период завершается (продолжительность периода от нескольких лет до 10−20 лет), когда использование добываемого газа потребителем становится менее эффективным по сравнению с применением замыкающего топлива (каменного угля) или вследствие обводнения всего фонда эксплуатационных скважин; при этом добывается от 20−40% (на крупных по запасам месторождениях) до 90% и более от извлекаемых запасов газа (на малых месторождениях). Различают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации месторождения.

Эффективность разработки газовых месторождений во многом определяется схемой размещения скважин на площади газоносности и на структуре (газовая залежь, как правило, представляет собой единую газодинамическую систему с водоносным бассейном), которая обосновывается на основании газогидродинамических и технико-экономических расчётов. Различают следующие схемы размещения скважин на площади газоносности: равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке, в виде цепочек, размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи, неравномерное размещение скважин на площади газоносности, кустовое размещение скважин.