4.3 Розробка газових і газоконденсатних родовищ

Під розробкою газових і газоконденсатних родовищ розуміють сукупність робіт, спрямованих на вилучення з покладу і піднімання на поверхню газу та газового конденсату, збір, облік і підготовку їх для транспортування споживачу.

Система розробки – це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходів, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу.

Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.

Вибір системи розробки залежить від таких факторів: запасів газу і конденсату, початкового пластового тиску, геологічної будови родовища, активності пластових вод, колекторських властивостей пласта, складу газу і конденсату, потреб народного господарства.

Сучасний науковий підхід до експлуатації газових і газоконденсатних родовищ передбачає проводити вибір раціональної системи розробки на підставі багатоваріантних техніко-економічних розрахунків, виконуваних з використанням новітніх досягнень промислової геології, геофізики, гідрогазодинаміки, термодинаміки, економіки й обчислювальної техніки.

Режими роботи газових покладів. Режим роботи покладу визначається джерелом енергії, за рахунок якої відбувається рух газу по пласту і приплив його до вибоїв свердловин. Він залежить від геологічної будови покладу, його зв'язку з водоносною зоною, колекторських властивостей продуктивних пластів. Газові і газоконденсатні поклади розробляють на газовому чи водонапірному режимі.

На газовому режимі приплив газу до свердловин відбувається за рахунок його розширення при зниженні тиску в покладі. Цей режим проявляється, якщо в процесі розробки контурна чи підошовна вода через відсутність гідродинамічного зв'язку з областю живлення не надходить у поклад. Газовий режим характеризується постійністю газонасиченого об’єму порового простору пласта.

У

Рисунок 4.9 – Залежність середньозваженого тиску в покладі від накопиченого об’єму відібраного газу:

1 – при водонапірному режимі та високій активності пластових вод; 2 – при водонапірному режимі та слабкій активності пластових вод; 3 – при газовому режимі

випадку водонапірного режиму газ із покладу витісняється під дією напору крайових чи підошовних вод. Активне просування води в поклад із законтурної області починається після деякого зниження тиску в пласті в результаті відбору частини газу за рахунок його власної енергії. На скільки повинен знизитися тиск для активного прояву водонапірного режиму, залежить від колекторських властивостей пласта і його зв'язку з областю живлення. Іноді може скластися враження, що поклад спочатку розробляється на газовому, а потім на водонапірному режимі.

Про прояв того чи іншого режиму роботи покладу судять за динамікою зміни в ньому середньозваженого по об’єму тиску. На газовому режимі середньозважений тиск зменшується пропорційно об’єму відібраного газу (рис. 4.9)

(4.24)

де: – середньозважений по об’єму тиск у покладі на момент часу t; – початковий пластовий тиск; – сумарний об’єм газу, зведений до пластової температури й атмосферного тиску, що відібраний на моменту час t; – поровий об’єм покладу; – коефіцієнт газонасиченості пласта; і – коефіцієнти надстисливості газу за пластової температури і відповідно початкового і середньозваженого тисків.

Лінійність залежності від , побудованої за фактичними даними – головна ознака, за якою режим роботи покладу кваліфікують як газовий. Її використовують також для визначення запасів газу в покладі.

На водонапірному режимі початкова ділянка залежності середньозваженого тиску від об’єму добутого газу часто описується формулою, справедливою для газового режиму, але потім темп падіння тиску уповільнюється через просування пластових вод у поклад. Водонапірний режим помітно проявляється після відбору 20–25% запасів газу. За високої проникності пласта вода може надходити в поклад настільки інтенсивно, що водонапірний режим помітний уже на ранній стадії розробки родовища. Через те що характер режиму впевнено може бути встановлений за даними, отриманими в ході досить тривалої експлуатації родовища, то в початковий період роблять тільки оцінку можливості прояву того чи іншого режиму, використовуючи для цього дані про динаміку зміни пластового тиску, результати геофізичних досліджень про переміщення газоводяного контакту, інформацію про надходження води в пласт.

Газовіддача і конденсатовіддача родовищ. Для характеристики повноти вилучення газу і конденсату з покладів використовують коефіцієнти газовіддачі і конденсатовіддачі. Коефіцієнтом газовідддачі називають відношення об'єму вилученного із пласта газу до його початкових запасів

(4.25)

де – залишкові запаси газу в пласті.

Для газового режиму у зв'язку зі сталістю газонасиченого порового об’єму коефіцієнт кінцевої газовіддачі визначається тільки початковим і кінцевим тисками в пласті:

(4.26)

де , – коефіцієнти надстисливості газу, відповідно за початкового і кінцевого тисків і за пластової температури.

Чим вище початковий і нижчий кінцевий тиск, тим більша газовіддача родовища на газовому режимі. Для родовищ з добрими колекторськими властивостями, за високих початкових пластових тисків коефіцієнт газовіддачі може досягати 0,97. Для родовищ зі значною неоднорідністю продуктивних пластів, складною геологічною будовою, низькими початковими пластовими тисками коефіцієнт кінцевої газовіддачі складає 0,7–0,8.

На водонапірному режимі газовіддача залежить від темпів розробки родовища, механізму витіснення газу водою, колекторських властивостей пласта, ступеня його неоднорідності, початкового і кінцевого пластового тиску і багатьох інших факторів. З багатьох причин газ з пласта витісняється водою неповністю, частина його залишається затисненою за фронтом витіснення. Досвід розробки газових родовищ і лабораторні дослідження показують, що під час витіснення газу водою головною причиною значних об’ємів затисненого газу є нерівномірність вторгнення води в поклад, яка зумовлена неоднорідністю колекторів і нерівномірністю відборів з різних ділянок і інтервалів пласта. Залежно від геологічних умов і системи розробки родовища коефіцієнт газовіддачі на водонапірному режимі може змінюватися в межах від 0,5 до 0,97.

Для оцінки кінцевого коефіцієнта газовіддачі часто використовують формулу Ширковського:

(4.27)

де: – пористість пласта; – його початкова газонасиченість. Згідно з формулою (4.27), більш високий коефіцієнт газовідддачі можна очікувати з покладів з високою пористістю пласта і високою початковою газонасиченістю.

Коефіцієнтом конденсатовіддачі називають відношення об'єму вилученого із пласта конденсату до його початкових запасів :

, (4.28)

де – залишкові запаси конденсату в пласті.

На кінцевий коефіцієнт конденсатовіддачі впливають спосіб розробки родовища (з підтриманням пластового тиску чи ні), вміст конденсату в газі, склад конденсату і газу, питома поверхня пористого середовища, початковий пластовий тиск, температура й інші фактори. Практика розробки родовищ показує, що коефіцієнт кінцевої конденсатовіддачі звичайно змінюється від 0,3 до 0,75. Найвищий коефіцієнт конденсатовіддачі досягається за підтримання пластового тиску в процесі відбору газу. Якщо підтримання тиску здійснюється запомповуванням у поклад газу, то коефіцієнт конденсатовіддачі може досягати 0,85, а під час запомповування води – 0,75.

Основні періоди розробки газових і газоконденсатних родовищ. Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.

Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.

Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу.

У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доти, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня. На рис. 4.10 показано зміну пластового тиску, числа свердловин, їхнього дебіту і річних відборів газу в різні періоди розробки родовища на газовому режимі.

Періоди зростаючого постійного і спадного видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються мільярдами кубометрів. Для середніх за запасами родовищ період постійного видобутку газу часто відсутній, а для малопотужних можуть бути відсутні як період зростаючого, так і період постійного видобутку.

роки

Рисунок 4.10 – Зміна показників розробки родовищ на газовому режимі

На початку розробки родовищ пластовий тиск буває достатнім, щоб за його рахунок транспортувати газ від свердловин до устатковань підготовки газу, а від них подавати газ прямо в газопровід для далекого транспортування. Цей період розробки називають безкомпресорним. У цей час для далекого транспортування використовуються труби, розраховані на робочий тиск 5,5 і 7,5 МПа, проектуються газопроводи з робочим тиском 10...12 МПа. Газ, що надходить із промислу на прийом магістрального газопроводу, повинен мати тиск, рівний робочому тиску газопроводу. У міру падіння пластового тиску настає час, коли для подавання газу в магістральний газопровід виникає необхідність використання дотискної компресорної станції. З цього періоду починається компресорний період розробки родовища.

Залежно від підготовленості родовища до розробки і ступеня виробленості запасів розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації, промислової експлуатації і дорозробки родовища.

У процесі дослідно-промислової експлуатації поряд з постачанням газу споживачу проводиться дорозвідка родовища з метою одержання уточнених даних, необхідних для складання проекту розробки. Тривалість дослідно-промислової експлуатації родовищ природних газів не перевищує, як правило, трьох-чотирьох років.

Завдання промислової експлуатації – виконання планових постачань газу споживачу. У період дорозробки родовища газ, що добувається, використовується для місцевих потреб, далеке транспортування його стає економічно недоцільним.

Розрахунок показників розробки газового родовища на газовому режимі. Проектування розробки родовища природних газів потребує розрахунку: 1) зміни в часі дебітів газових свердловин; 2) потрібного числа газових свердловин з обґрунтуванням їхнього розміщення на площі покладу; 3) динаміки зміни пластового і вибійного тисків.

Найбільшого застосування для розрахунку показників розробки покладу на газовому режимі одержала методика, яка базується на послідовній зміні стаціонарних станів і припускає, що розподіл тиску в газовому покладі такий як і за сталої (стаціонарної) фільтрації газу. Таке допущення без значної помилки дозволяє використовувати в розрахунках рівняння припливу, отримані для випадку сталої фільтрації газу.

Для проведення розрахунків попередньо повинні бути задані: 1) залежність зміни в часі відборів газу з покладу Q=Q(t); 2) запаси газу; 3) початковий пластовий тиск і температура; 4) коефіцієнти фільтраційних опорів для “середньої” свердловини (під “середньою” мається на увазі така гіпотетична свердловина, фільтраційні опори якої забезпечують дебіт, рівний середньоарифметичному дебіту діючих на покладі свердловин); 5) допустимий технологічний режим експлуатації середньої свердловини (постійної депресії, постійного градієнта тиску, постійного дебіту тощо).

Для простоти і наочності приймають, що газ ідеальний і свердловини повинні експлуатуватися за постійної депресії на пласт.

Визначення показників розробки покладу на газовому режимі за методом зміни стаціонарних станів зводиться до рішення системи з чотирьох рівнянь:

1) рівняння матеріального балансу для проектованого покладу за z=1:

(4.29)

де – сумарний відбір газу, приведений до пластової температури й атмосферного тиску, на момент часу t (якщо заданий постійний в часі відбір газу Q, то ;

2) рівняння технологічного режиму експлуатації свердловини, що для випадку постійної депресії записується як

(4.30)

3) рівняння припливу газу до вибою свердловини:

(4.31)

де: – дебіт середньої свердловини в момент часу , зведений до атмосферного тиску і пластової температури; , - відповідно вибійний тиск і тиск на контурі покладу в той же момент часу (приймають, що тому що тиск на контурі покладу в кожен момент часу мало відрізняється від середньозваженого пластового тиску);

4) рівняння, що зв'язує необхідну кількість газових свердловин з відбором газу і дебітом однієї свердловини:

(4.32)

Особливості розробки газоконденсатних родовищ. Головною особливістю розробки газоконденсатних родовищ є можливість (внаслідок зниження тиску) випадання конденсату в пласті, стовбурі свердловини і наземних спорудженнях, що призводить до його втрат.

Запобігти або знизити кількість випадання конденсату можливо шляхом повної або часткової підтримки пластового тиску, що може здійснюватися двома способами: нагнітанням сухого газу в пласт і штучним заводненням родовища. Розробка газоконденсатного родовища з підтриманням пластового тиску шляхом нагнітання сухого газу (сайклінг-процес) забезпечує найбільш високу конденсато- і газовіддачу родовища. У початковий період розробки родовища за допомогою сайклінг-процесу товарним продуктом є конденсат, а осушений (відбензинений) газ повертається в поклад. Після вилучення основної кількості конденсату родовище розробляється як чисто газовий поклад на виснаження. Застосовуються різні варіанти процесу – повний сайклінг (з нагнітанням усього газу, що добувається), неповний сайклінг (з поверненням у пласт частини газу, що добувається,), канадський сайклінг (газ нагнітається в літній період, а відбирається в період найбільшого попиту на газ).

Ефективність сайклінг-процесу у великому ступені залежить від неоднорідності колекторських властивостей порід по товщині і площі пласта. Через випереджувальний прорив сухого газу по окремих високопроникних інтервалах у неоднорідних пластах кінцева значина конденсатовіддачі може виявитися низькою. Основним недоліком сайклінг-процесу є тривала консервація запасів газу і значні витрати на компресорне господарство для зворотного загнітання газу.

Штучне заводнення здійснюється для підтримання пластового тиску шляхом площового або законтурного запомповування в поклад води. У цьому випадку з початку експлуатації родовища ведеться спільний відбір і здача споживачу газу і конденсату. У той же час виникають додаткові втрати газу і конденсату, викликані їхнім затискуванням у пласті водою.

Система розробки газоконденсатного родовища вибирається на підставі ретельного вивчення геолого-промислової характеристики покладу, складу і властивостей газу і конденсату, після зіставлення техніко-економічних показників різних варіантів і способів розробки.