1. Фізико-хімічні властивості природніх газів

2. Склад і класифікація газів

3. Густина і в’язкість газів

4. Рівняння стану газ. Коефіцієнт стисливості газу

5. Вологість газу

6. Абсолютна вологість

7. Вологоємність

8. Відносна вологість

9. Точка роси газу по воді

10. Гідрати продуктивних газів

11. Крива гідратоутворення

12. Дроселювання природніх газів

13. Ефект Джоуля –Томпсона

14. Режими розробки газових родовищ

15. Визначення режиму розробки газового родовища за промисловими даними

16. Рівняння матеріального балансу газового родовища при газовому режимі

17. Газовилучення газового родовища при газовому режимі і методи його збільшення

18. Розробка газового покладу при газовому режимі і основні рівняння які використовуються при проведенні підрахунків показників розробки

19. Прогнозування коеф. кінцевого газовилучення

20. Крива середньої продуктивності

21. Метод прямої лінії

22. Газовилучення газових родовищ при водонапірному режимі

23. Розробка газового покладу при водонапірному режимі

24. Методи регулювання переміщення фронту води

25. Розміщення свердловин на площі газоносності

26. Період розробки газових родовищ

16. Рівняння матеріального балансу газового родовища при газовому режимі

Рівняння матеріального балансу для газового покладу при газовому режимі, яке записується у вигляді:

де — приведений газонасичений поровий об'єм, м³/МПа.

- початковий і середній поточний пластові тиски, МПа;

– атмосферний тиск (0,1013 МПа);

, - пластова і стандартна температури, К;

- сумарний видобуток газу па момент часу t, зведений до стандартних умов, м³;

— об'єм пор пласта, м³;

— коефіцієнт початкової газонасиченості;

17. Газовилучення газового родовища при газовому режимі і методи його збільшення

Коефіцієнт газовіддачі родовища (покладу, пласта) β_г характеризує ступінь видобутку газу з родовища і є відношенням кількості видобутого газу Q_ВИД до його початкових запасів Q_{зап п} (це відносна величина і виражається в частинах одиниці або відсотках):

(8.1)

або

(8.2)

де — відповідно початкові і залишкові запаси газу в пласті.

Замість терміна "коефіцієнт газовіддачі" застосовують також рівнозначний йому термін "газовіддача". Розрізняють: поточну і кінцеву газовіддачі, які характеризують відношення видобутого з пласта газу відповідно на даний момент часу чи в кінці розробки родовища до його початкових запасів.

Вираз для розрахунку коефіцієнта газовіддачі можна одержати, використовуючи рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому режимі

де - початковий поровий об'єм родовища; ) — відповідно початковий і поточний середній пластові тиски, МПа; р_ат — атмосферний тиск, р_а=0,1013 МПа; Т_пл Т_ст — відповідно пластова і стандартна температури, К; Z_п, Z (р_пл) — коефіцієнти надстисливості газу при пластовій температурі та відповідно при тисках р_п і Р_пл).

Підставляючи в рівняння (8.2) значення початкових і залишкових запасів газу, можна одержати такі вирази для визначення коефіцієнтів поточної і кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі:

(8.3)

де р_гк;_н і г (р_гкін) — середній кінцевий пластовий тиск, МПа, і відповідний йому ко­ефіцієнт надстисливості газу при температурі Т_пл.

Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск. Значення тиску що відповідає межі рентабельної розробки родовища, знаходять на основі газодинамічних і техніко-економічних розрахунків.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску, МПа, на стадії проектування розробки газового родовища можна використовувати такі залежності:

(8.4)

де Н— середня глибина залягання родовища, м;

(8.5)

; (8.6)

; (8.7)

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі, знайдений з використанням залежностей (8.4) - (8.7), характеризує промислову газовіддачу на момент припинення подачі газу в магістральний газопровід. Як свідчать промислові дані родовищ України, Російської Федерації і США, розробку яких закінчено або вона знаходиться на завершальній стадії, коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі змінюється від 70 до 99%, становлячи в середньому 85 - 90 %.

Методи збільшення газовіддачі. Коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі залежить від геологічної характеристики родовища (глибина залягання, колекторські властивості і ступінь неоднорідності продуктивних пластів), умов розробки родовища (темп відбору газу, система розміщення свердловин, необхідний тиск для подачі газу споживачеві) і техніко-економічних умов (відстань до споживача, вимоги до кондиції газу тощо). Ці фактори впливають на кінцевий дебіт свердловини (економічно рентабельну межу річного видобутку газу з родовища).

На коефіцієнт газовіддачі найбільш істотно впливає геологічна характеристика родовища. Коефіцієнт зменшується з ростом глибини залягання газоносних відкладів, (а отже, і з ростом початкового пластового тиску), зі збільшенням ступеня неоднорідності колекторських властивостей пластів у плані та розрізі, погіршенням продуктивної характеристики родовища (зниженням проникності порід і початкового дебіту свердловини) і у випадку деформації колекторів при зниженні пластового тиску в процесі відбору газу, що супроводжується зменшенням їх фільтраційних властивостей.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Аналіз даних родовищ України і Російської Федерації показує, що промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшенням темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу, видобутого з родовища на кінець періоду постійного видобутку буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Значення цих параметрів вибирають, виходячи з техніко-економічних міркувань. Для сповільнення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне уведення в експлуатацію дотискуючої компресорної станції та застосування ефективних методів підготовки газу в умовах понижених тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямками підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

Мінімізації значень пластового тиску сприяють:

1 рівномірне відпрацювання продуктивних відкладів у плані і розрізі, що досягається відповідним розміщенням видобувних свердловин на площі газоносності та повним розкриттям у них газонасичених пропластків;

2 збільшення проникності привибійної зони пласта у випадку низькопроникних порід шляхом застосування методів інтенсифікації припливу газу до вибою свердловин, що дає змогу зменшити втрати тиску по шляху фільтрації газу в пласті та підвищити дебіт свердловин;

3 зменшення гирлового (вибійного) тиску в свердловинах застосуванням компресор них агентів із низьким (близьким до атмосферного) тиском на прийомі чи занурених компресорних агрегатів у глибоких свердловинах.

Для видобутку частини залишкового газу на заключній стадії розробки родовища можна застосовувати як витісняючий агент воду, невуглеводневі гази (азот, вуглекислий і димовий гази, їх суміші та ін.) або проводити спільне закачування води і газу в пласт.

З метою підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовищ, приурочених до тріщинувато-пористих середовищ, які деформуються, необхідно в процесі відбору газу підтримувати пластовий тиск шляхом закачування рідких або газоподібних агентів. Значення тиску нагнітання робочого агента в пласт вибирається мінімально можливим за результатами дослідження свердловин і лабораторних експериментів на моделях пласта, виходячи з попередження зникання тріщин і забезпечення фільтрації газу в тріщинувато-пористому середовищі.