49. Розробка газових родовищ
Особливості розробки газових родовищ обумовлені різницею фізичних властивостей газу від відповідних властивостей нафти: відчутно меншою в’язкістю і густиною та значною стисливістю.
Видобуту з надр нафту перед переробкою її на заводах можна, у випадку необхідності, тривалий час зберігати в спеціальних резервуарах, розміщених на нафтовидобувних площах, на трасах нафтопроводів і на самих заводах. Видобутий же на поверхню газ необхідно відразу ж направити в магістральний газопровід або місцевим споживачам.
Отже, в більшості випадків, основною особливістю розробки газових родовищ є нерозривний зв’язок всіх елементів в системі пласт – свердловина – газозбірні мережі на промислі – магістральний газопровід.
Внаслідок невеликої в’язкості газ дуже рухливий. Тому при розробці газових пластів теоретично можна отримати повну віддачу газу. Якщо пласт не роз’єднаний, то увесь газ з нього можна було б відібрати через одну свердловину. Проте внаслідок обмеженої пропускної здатності свердловин і необхідності зниження через технічні і геологічні причини їхніх дебітів на родовищі необхідно пробурити не одну, а декілька свердловин, яких іноді нараховують десятками і навіть сотнями залежно від площі газового родовища.
Як і для нафтових родовищ, в основу раціональної розробки газового родовища покладено принцип, за яким необхідно отримати заданий видобуток газу при оптимальних техніко-економічних показниках дотримуючись умов охорони надр.
В процесі дослідження перших розвідувальних свердловин на площі та їхньої пробної експлуатації визначають товщину пластів, їхній літологічний склад, пористість та проникність порід, газо- і водонасиченість, положення контактів газ – вода, газ – нафта, пластовий тиск, запаси газу, допустимі депресії в свердловинах, дебіти газу тощо.
Запаси газу в покладі визначають об’ємним методом або методом падіння пластового тиску.
Об’ємний метод базується на даних про площу газоносності даного покладу, пористості пласта і відповідному пластовому тиску.
Формула для підрахунку запасів газу об’ємним методом має такий вигляд:
|
де V – видобувні запаси газу, м3; F – площа газоносності, м2; h – газонасичена товщина пласта, м; m – коефіцієнт ефективної порстості; f – поправка на температуру. p і pК – середній пластовий тиск в покладі на дату розрахунку і середній пластовий тиск в покладі після видобутку промислового запасу газу, Па; α і αк – поправки на відхилення вуглеводневих газів від закону Бойля-Маріотта, відповідно для тисків p і pк, |
ßг– коефіцієнт газонасиченості; ηг – коефіцієнт газовіддачі; М – маса газу, кг.
Коефіцієнт газовіддачі ηг для покладів, які розробляються в умовах режиму, близького до газового, може досягати 0,8-0,9, а для покладів з активним пружно-водонапірним режимом – 0,7-0,8.
Абсолютний пластовий тиск в газовій свердловині
(1)
де
рпл
і
ру
–
абсолютний тиск в пласті і на усті
закритої свердловини, Па;
е
–
основа натуральних логарифмів, яка
дорівнює 2,718;
Для свердловин глибиною до 2000 м пластовий тиск можна обчислити за формулою
(2)
За формулами (1) і (2) визначають вибійний тиск в газовій свердловині, якщо експлуатація її ведеться тільки по фонтанних трубах або по затрубному простору.В інших випадках він заміряється манометром.
Підрахунок запасів газу за методом падіння тиску застосовують для пластів, в яких початковий об’єм пор, зайнятий газом, не змінюється в процесі експлуатації. Для водонапірного режиму вказаний метод недопустимий, хоча при неефективному водонапірному режимі (при незначному надходженні води в пласт) підрахунок запасів газу за цим методом все ж можливий.
Формула підрахунку запасів за методом падіння тиску основана на припущенні про сталу кількість видобутого газу на 1 МПа падіння тиску у всі періоди розробки газового покладу.
Отже, якщо на першу дату (з початку розробки) із газового покладу видобуто Q1 об’ємів газу і тиск в покладі становив р1, а на другу дату (з початку розробки) було видобуто Q2 об’ємів газу і тиск в покладі виявився рівним р2, то за період розробки від першої до другої дати на 1 МПа падіння тиску видобуток газу становить (в м3):
Вважаючи, що і пізніше при падінні тиску до деякого кінцевого значення рк буде видобуватися та ж кількість газу на 1 МПа зниження тиску, отримаємо таку формулу для підрахунку запасів за методом падіння тиску, враховуючи поправку на відхилення від закону ідеальних газів α1 і α2 (відповідно для тисків р1 і р2):
де V – промисловий запас газу, м3.
Розглянутий метод придатний лише для суцільного покладу газу, не розбитого на окремі самостійні ділянки.
Темп відбору газу з покладу може коливатися залежно від розмірів покладу і геологічних умов в межах 5-10 % і вище від початкових видобувних запасів.
Для заданого відбору газу з родовища розраховують технологічний режим роботи свердловин (зміна дебіту газу, пластового, вибійного та устьового тисків у часі). Потім розраховують необхідну кількість проектних свердловин, дебіти яких та їхні зміни в часі визначають на основі досліджень існуючих розвідувальних свердловин.
Суттєво впливає на вибір кількості свердловин на площі діаметр свердловин, точніше – діаметр експлуатаційних колон. Чим більший діаметр свердловини, тим більшим може бути її дебіт, меншими втрати тиску в стовбурі.
Схему розміщення свердловин вибирають залежно від форми покладу. Для полосоподібного покладу свердловини можуть розміщуватися у вигляді одного, двох або трьох прямолінійних ланцюжків, паралельних повздовжній осі покладу, або ж рівномірно на площі газоносності.
На практиці прагнуть розміщувати свердловини, в першу чергу в найпродуктивніших частинах пласта – в зоні найбільшої товщини, найкращої проникності тощо