6.5.7. Геологические особенности разработки газовых месторождений

Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.

При размещении скважин необходимо учитывать режим залежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендует­ся закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пла­стах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.

Расстояния между скважинами при разработке газовых место­рождений применяются в СССР от 400 до 2500 м, а в США — от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов долж­на проектироваться большая плотность добывающих скважин.

При разработке газовых залежей скважины обычно эксплуати­руют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возни­кает необходимость ограничения отбора, например, при неустой­чивых породах пласта-коллектора, когда при больших отборах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при нали­чии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспортировки. При необхо­димости подачи газа в магистральные газопроводы без компрессор­ных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4...5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно мо­жет быть значительно меньшим.

- 327 -

Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с про­мышленными запасами, следует производить после выработки неф­ти из оторочки.

В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной отороч­ки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта, снижа­лось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется переме­щение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки основной части неф­ти добывать газ из газовых шапок.

Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки.

Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопротив­ления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов рекомен­дуется больший диаметр скважин.

8. Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводо­роды, называются газоконденсатными.

Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке га­зоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержани­ем давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давле­нии и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20% пре­вышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением че­рез нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90% конденсата.

Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддержа­ния пластового давления, то на первой стадии их разработки следу­ет ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давления макси­мальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может до­стигать 75%.