- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
Системи розробки газових і газоконденсатних родовищ. Під системою розробки газового чи газоконденсатного родовища розуміють сукупність взаємопов'язаних інженерних рішень, які включають виділення експлутаційних об'єктів, послідовність і темп їх розбурю-вання, застосування методів дії на пласти з метою збільшення їх газонафтоконденса-товіддачі, розміщення на площі газоносності та структурі необхідної кількості видобувних, спостережних, п'єзометричних і контрольних -(геофізичних) свердловин, порядок уведення їх в експлуатацію і підтримання певних, допустимих технологічних режимів роботи, управління процесами руху газу, нафти, конденсату і води в пласті, застосування відповідної системи збору і промислової обробки свердловинної продукції, охорону надр і довкілля.
Розробка родовищ природного газу може здійснюватися тільки з використанням природної енергії (тиску газу і напору пластової води) чи з підтриманням пластового тиску. Системи з підтриманням пластового тиску розрізняють за видом робочого агенту, схемою і послідовністю закачування його в пласт і рівнем підтримуваного пластового тиску.
На багатопластових родовищах з декількома експлуатаційними об'єктами можливі системи одночасної (роздільної і спільно-роздільної) і послідовної (зверху вниз і знизу вверх) розробки окремих об'єктів.
Розрізняють також пасивні й активні системи розробки.Якщо на газовому чи газоконденсатному родовищі експлуатуються тільки видобувні свердловини і не застосовуються методи впливу на фільтраційні процеси, то таку систему класифікують як пасивну. Пасивні системи в більшості випадків характеризуються низькими коефіцієнтами вуглеводневіддачі та невисоким народногосподарським
220
ефектом. Суть активних систем полягає в тому, що для кожного родовища виявляють фактори, які негативно впливають на процес його розробки. Далі розробку родовища організовують таким чином, щоб усунути чи зменшити негативний вплив окремих факторів або навіть використати їх для підвищення коефіцієнта вуглеводневіддачі. Крім систем розробки газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску, до активних також належать технологія регулювання просування пластової води в газові поклади в умовах природного водонапірного режиму, технологія забезпечення динамічної рівноваги газонафтового і водонафтового контактів при розробці нафтогазоконденсатних родовищ з підошовною водою, технологія попередження змикання тріщин і від'єднання від дренування щільних матриць породи в продуктивних пластах з підвищеною деформацією та ін.
У кожному конкретному випадку вибір раціональної системи розробки родовища природного газу і облаштування промислу проводиться на основі газогідродинамічних і техніко-економічних розрахунків.
Характерні періоди розробки газових і газоконденсатних родовищ. В теорії і практиці розробки родовищ природних газів залежно від зміни в часі темпів відбору газу виділяють три періоди: зростаючого видобутку газу, постійного видобутку газу або стабілізації відборів і спадаючого видобутку газу.
В перший період здійснюється інтенсивне розбурювання і облаштування родовища з виводом його на запланований рівень постійного видобутку газу. Він продовжується від 1—2 до 7—11 років (7 років —Північно-Ставропільське родовище, 11 років — Шебелинське родовище). За період зростаючого видобутку відбирається 15—25 % газу від початкових запасів.
В період постійного видобутку газу продовжується буріння нових свердло-вин і облаштування промислу. Він триває до тих пір, поки дальше розбурювання родовища чи нарощування потужності компресорної станції стає економічно неви-гідним. На кінець періоду відбирається 60—70 % початкових запасів газу і більше.
Період спадаючого видобутку газу характеризується практично незмінним в часі числом видобувних свердловин або деяким їх скороченням внаслідок обводнення чи ліквідації за технічними і геологічними причинами. Проте в окремих випадках можливе буріння нових свердловин для виконання запланованих об'ємів видобутку газу чи підключення в розробку окремих зон, які недостатньо дренуються. Даний період продовжується до досягнення мінімального рентабельного рівня відбору газу з родовища.
При розробці середніх за запасами родовищ газу часто відсутній період постійного видобутку газу, а для незначних за запасами газових і газоконденсатних родовищ можуть бути відсутні як період зростаючого, так і період постійного видобутку газу.
Залежно від умов подачі газу в газопровід виділяють періоди безкомпресорної і компресорної експлуатації. В початковий безкомпресорний період газ подається в магістральний газопровід і далі до першої проміжної компресорної станції під своїм власним тиском. Тепер для дальнего транспорту газу використовують труби великого діаметру, розраховані на робочий тиск 5,5 або 7,5 МПа. Коли в процесі розробки родовища тиск на виході з промислу стає нижчим від робочого тиску в магістральному газопроводі (5,5 або 7,5 МПа), вводять в експлуатацію головну компресорну станцію і надалі дотискуючі компресорні станції. Настає компресорний період експлуатації. Безкомпресорний і компресорний періоди характеризують період промислової розробки родовища. При зменшенні тиску на виході з промислу до 0,15—0,2 МПа подачу газу в магістральний газопровід у більшості випадків припиняють, і газ використовують на місцеві потреби. Цей період розробки родовища називають заключним.
221
Залежно від підготовленості родовища до розробки і ступеня його виснажен-ня розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації, промислової розробки і дорозроб-ки. В період дослідно-промислової експлуатації одночасно з подачею газу споживачеві проводиться дорозвідка родовища, підрахунок запасів газу і підготовка вихідних даних для складання проекту розробки родовища. Тривалість періоду дослідно-промислової експлуатації родовища переважно не перевищує трьох-чотирьох років. В період промислової розробки родовища проводиться стабільне постачання конкретним споживачам газу та іншої продукції в заданих об'ємах. У цей період видобувається основна кількість газу. Період до-розробки родовища (заключний, завершальний) характеризується значною тривалістю, низькими дебітами свердловин, закономірним зменшенням в часі темпу відбору газу і рядом ускладнень в процесі експлуатації свердловин, що вимагає проведення додаткових геолого-технічних заходів для забезпечення їх стабільної роботи.
Для газоконденсатних родовищ виділяють періоди розробки на виснаження і з підтриманням пластового тиску. У випадку зворотньої закачки всього сухого газу в пласт період підтримання пластового тиску позначають як період консервації запасів газу. В даний період споживачеві подається тільки конденсат.
Розміщення свердловин на площі газоносності. При розробці родовищ природних газів застосовують такі системи розміщення видобувних свердловин на площі газоносності: рівномірне розміщення по квадратній або трикутній сітках при середній відстані між свердловинами 700—1000 м; розміщення свердловин у вигляді кільцевих батарей або лінійних рядів; розміщення свердловин в центральній (купольній) частині покладу; розміщення свердловин у вигляді кущів, нерівномірне розміщення свердловин на площі газоносності.
До всіх систем розміщення свердловин на площі газоносності ставляться дві основні вимоги. Свердловини потрібно розміщувати так, щоб забезпечити заданий відбір газу за якомога більший проміжок часу при найменших витратах і рівномірне зниження тиску по всьому пласту. У протилежному випадку утворюються зони пониженого тиску, в результаті чого доведеться передчасно вводити в експлуатацію головну (дотискуючу) компресорну станцію.
Під рівномірною сіткою розуміють таку систему розміщення свердловин на площі газоносності, при якій в процесі розробки родовища тиск у будь-якій точці пласта зменшується приблизно на однакову величину і близький до середнього пластового тиску в покладі на відповідний момент часу. Геометричне рівномірне розміщення свердловин на площі газоносності відповідає вказаній умові тільки при достатній однорідності пласта за колекторсь-кими властивостями. У випадку неоднорідних пластів для забезпечення однакового падіння тиску по площі газоносності необхідно, щоб підтримувалося співвідношення
= const, (7.1)
де — дебіт і-ї свердловини; , — коефіцієнт початкової газонасиченості і поровий об'єм пласта в зоні дренування і-ї свердловини; - газонасичений поровий об'єм, який дренується j-ю свердловиною.
При змінних в часі дебітах газу в формулу (7.1) підставляється значення сумарного видобутку газу по і-й свердловині.
Виконання умови (7.1) приводить до геометричне нерівномірного розміщення свердловин на площі газоносності та в ряді випадків вимагає буріння невиправдано великої кількості свердловин на низькопроникних ділянках пласта, що може бути економічно невигідним.
Рівномірне розміщення свердловин рекомендується при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах газового режиму і значної однорідності продуктивного пласта за колекторськими властивостями. При інших рівних умовах воно забезпечує більш високі
222
дебіти газових свердловин, ніж решта систем розміщення свердловин. Однак при рівномірному розміщенні свердловин збільшується довжина газозбірних мереж і промислових комунікацій.
Системи розміщення свердловин на площі газоносності у вигляді кільцевих і лінійних батарей використовують при розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску і застосовують на деяких підземних сховищах газу, а також на газових родовищах відповідної геометричної форми. Так, на Султангуловському газовому родовищі (Оренбурзька обл.), сильно витягнутому в плані, видобувні свердловини були розміщені у вигляді лінійного ряду.
При розміщенні свердловин у вигляді кільцевих батарей і лінійних рядів ут-ворюються місцеві воронки депресії. В результаті швидше уводиться в експлуата-цію дотискуюча компресорна станція і скорочується період використання природ-ної пластової енергії для низькотемпературної сепарації газу. З іншого боку, при такій системі розміщення свердловин зменшується довжина газозбірних мереж і промислових комунікацій.
Розміщення свердловин в центральній (купольній) частині застосовують пе-реважно на невеликих за розмірами і запасами газу родовищах, для розробки яких достатньо декількох свердловин. Розміщення їх в центрі структури є найбільш раціональним.
На газових родовищах півночі Тюменської області застосовується кущове розміщення свердловин. Так, для розробки газоконденсатних покладів Ямбурзького родовища прийнято кущове розміщення свердловин по 2-16 свердловин в кущі з відстанню між свердловинами 40 м і між кущами — 3000 м. Свердловини похилі з відхиленням 1000—2500 м і розміщенням вибоїв по рівномірній квадратній сітці.Центральна частина Уренгойського родовища розбурена кущами свердловин по 3-5 свердловин в кущі. Відстань між свердловинами в кущі — 50—70 м і між кущами 1500—2000 м. Таке розміщення свердловин диктується поверхневими умовами. В зв'язку зі заболоченістю частини території промислу концентроване розміщення свердловин на порівняно невеликій площі прискорює освоєння родовища,значно скорочує капітальні вкладення в будівництво свердловин і систему облаштування родовища, створює умови для безгідратної експлуатації системи збору газу.
На практиці найбільш часто застосовується нерівномірне розміщення смерд-ловин зі згущенням в найбільш продуктивній зоні, якою переважно є центральна частина родовища, і розрідженням сітки свердловин в периферійних зонах. Така система розміщення дає змогу зменшити кількість "сухих" свердловин в процесі розвідки і дослідно-промислової експлуатації родовища і забезпечує високі відбо-ри газу з моменту введення родовища в експлуа-тацію. Надалі, в міру вивчення будови родовища, сітка свердловин в периферійній зоні може бути ущільнена.
Необхідно підкреслити, що на сітку розміщення свердловин впливають рель-єф місцевості, населені пункти, сільськогосподарські угіддя, наявність доріг і вод-них басейнів. Тому строго рівномірного розміщення свердловин на площі газонос-ності практично не зустрічається. У зв'язку з можливістю реалізації різних систем розміщення свердловин на площі газоносності оптимальну систему слід вибирати на основі проведення га-зогідродинамічних і техніко-економічних розрахунків.
УкрНДІгазом рекомендується в першому наближенні вибирати кількість свердловин, виходячи із запасів газу, що припадають на одну свердловину: для великих родовищ за запасами газу — (1...2)х109м3, для середніх родовищ — 0,9·109 м3, для дрібних родовищ — 0,2·109 м3.
Розглянуті системи розміщення свердловин на площі газоносності застосовують при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах газового режиму. Поширений погляд, що при водонапірному режимі для попередження передчасного обводнення свердловини слід розміщувати в центральній частині покладу. Згідно з рекомендаціями ВНДІгазу при водонапірному режимі відношення площі розбурювання до загальної площі газонос-
223
ності не повинно перевищувати 0,1—0,3 і тільки в окремих випадках досягати 0,5. Однак при цьому утворюється глибока депресійна воронка, що значно скорочує період безкомпре-сорної експлуатації родовища, а також погіршуються умови регулювання просування пластових вод.
З метою одержання високих значень коефіцієнта газовіддачі при водонапірному режимі необхідно так розміщувати свердловини на площі газоносності, щоб забезпечити дренування всього газонасиченого порового об'єму і регулювання просування пластових вод. Цим умовам найбільш відповідає нерівномірне розміщення свердловин зі згущенням в центральній частині. Свердловини, розміщені в периферійній зоні, використовують як для видобутку газу, так в основному і для контролю за переміщенням газоводяного контакту. У міру обводнення їх переводять у видобувні з метою спільного відбору газу і води і тим самим регулювання просування пластових вод.
При розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску розміщення на структурі нагнітальних і видобувних свердловин залежить від типу робочого агента, що закачується з поверхні, геометричної форми родовища в плані, активності законтурної водонапірної системи і колекторських властивостей пласта. Під час закачування в пласт газоподібного робочого агента можливі такі схеми розміщення нагнітальних і видобувних свердловин. 1 .При значних кутах падіння пластів нагнітальні свердловини розміщують у вигляді батареї в купольній частині родовища, видобувні - також у вигляді батареї в пониженій, периферійній частині структури. 2. У випадку активних пластових вод для попередження обводнення видобувних свердловин їх розміщують в куполі структури, а нагнітальні свердловини - на периферії. З.При великих розмірах площі газоносності нагнітальні та видобувні свердловини розміщують рядами (батареями). 4. За малих кутів падіння пластів і відсутності активних пластових вод з метою підвищення коефіцієнта охоплення витісненням нагнітальні свердловини доцільно розміщувати на одному кінці структури, а видобувні - на протилежному. 5. При низькій проникності продуктивних відкладів застосовують площове розміщення нагнітальних і видобувних свердловин по п'яти- і семиточковій схемах.
Розміщення нагнітальних і видобувних свердловин на площі газоносності при закачуванні води в газоконденсатні пласти проводиться за аналогією з нафтовими родовищами. Можливі варіанти законтурного (приконтурного) заводнення, різні види середньоконтурно-го заводнення (блокове, склепінне, осередкове (локальне), площове та ін.), а також їх комбінації.
Крім видобувних і нагнітальних свердловин, в фонд газовидобувного підприємства входять також спостережні, контрольні (геофізичні), п'єзометричні та поглинальні свердловини.
Спостережні свердловини служать для контролю за зміною пластового тиску, контрольні (геофізичні) - для контролю за переміщенням газоводяного контакту по товщині та площі пласта -колектора .і зміною газонасиченості, поглинальні — для закачування підтоварних вод. П'єзометричні свердловини бурять за контуром газоносності, у водонаси-ченій частині пласта. В них проводять спостереження за зміною пластового тиску або рівня законтурної (підошовної) води і зміною вибійної температури. Для зменшення кількості свердловин на промислі спостережні та контрольні свердловини часто об'єднують в одну сітку, їх бурять в центрі кущів при батарейно-кущовому розміщенні свердловин, в зонах найменшої геологічної вивченості покладу і можливого просування пластових вод, біля тектонічних порушень, в окремих пластах при їх експлуатації єдиною сіткою свердловин. Поглинальні свердловини бурять в зоні кожної установки комплексної підготовки газу (УКПГ) чи використовують одну свердловину для декількох УКПГ. Загальна кількість спостережних, контрольних і п'єзометричних свердловин становить близько 10
224
% видобувних. На родовищах з запасами газу до 5 млрд.м3 спостережні та п'єзометричні свердловини не бурять.
Технологічні режими експлуатації свердловин. Під технологічним режимом експлуатації газових (газоконденсатних) свердловин розуміють підтримання на вибої (гирлі) заданих умов зміни в часі тиску (дебіту), які забезпечують безаварійну7 експлуатацію свердловин і дотримання правил охорони надр і довкілля. Іншими словами, технологічний режим характеризує ті обмеження, які накладаються на відбір газу зі свердловин.
Технологічний режим експлуатації свердловин залежить від типу і режиму розробки газового покладу, початкового пластового тиску, пластової температури, фізико-хімічних властивостей газу, фізико-літологічної характеристики продуктив-них пластів, конструкції свердловин, умов підготовки і подачі газу споживачеві. Він встановлюється за результатами дослідження свердловин методом стаціонар-них режимів фільтрації з врахуванням геолого-промислової характеристики покла-ду і умов збору, підготовки і транспорту газу. В процесі експлуатації свердловин технологічний режим регулюється штуцерами, які встановлюються для кожної свердловини на гирлі або на вході в УКПГ, і протитиском газу в системі газозбору.
В практиці розробки родовищ природних газів відомі такі технологічні режими експлуатації свердловин.
1. В початковий період розробки газових і газоконденсатних родовищ, коли кількість пробурених свердловин перевищує потрібну їх кількість або відбір газу зі свердловин обмежується тільки пропускною здатністю колони ліфтових труб, застосовують режим постійного (заданого в часі) дебіту = = const. Даний режим експлуатації свердловин є тимчасовим, оскільки підтримання постійного дебіту супроводжується зростанням депресії на пласт. Коли вона досягає критичного значення для стійкості порід у привибійній зоні, переходять на інший режим експлуатації (постійного градієнта тиску на стінці свердловини чи максимально допустимої депресії на пласт).
2. В слабозцементованих породах найбільш раціональним технологічним режимом з точки зору одержання максимальних відборів газу є режим постійного градієнта тиску на стінці свердловини
=С = const, (7.2)
де С = + /. ; =А/(2 ); =В/2 —для свердлови-ни, досконалої за ступенем і характером розкриття пласта; ; — для свердловини, недосконалої за ступе-нем і характером розкриття пласта; А, В — коефіцієнти фільтраційних опорів в рівнянні припливу газу до свердловини; , — максима-льний дебіт газу і відповідний йому вибійний тиск, при яких колектор не руйнується; — радіус свердловини по долоту; — радіус зони дренування свердловини: — сумарна площа поверхні перфораційних каналів; — атмосферний тиск (0,1013 МПа); — коефіцієнт, який враховує звивистість порових каналів; — густина газу при стандартних умовах; — в'язкість газу при вибійних тиску і температурі; К — коефіцієнт проникності привибійної зони пласта.
За результатами дослідження свердловини визначають і , а також обчислюють параметри і , за якими знаходять допустимий градієнт тиску на стінці свердловини С. Далі дебіт свердловини і вибійний тиск змінюють таким чином, щоб виконувалася умова (7.2).
При фільтрації газу за законом Дарсі умова (7.2) відповідає підтриманню по-стійної максимально допустимої швидкості фільтрації газу на стінці свердловини.
225
3. У зв'язку з невизначеністю параметрів і , що пов'язано з відсутністю достовірної інформації про ступінь і характер досконалості свердловини, і складністю підтримання в промислових умовах постійного градієнта тиску на стінці свердловини, на практиці в пухких колекторах поширений режим максимально допустимої депресії на пласт = = const, де — середній пластовий тиск в зоні дренування свердловини в момент часу t.
Режим граничної допустимої депресії на пласт застосовують також при експлуатації газових свердловин в пластах з підошовною водою.
4. При розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску вище тиску початку конденсації вуглеводневої суміші рекомендується з метою зменшення пластових втрат конденсату і одержання високих дебітів газоконденсатної суміші експлуатувати видобувні свердловини на режимі постійного вибійного тиску = = const. Величина вибійного тиску вибирається рівною або більшою від тиску початку конденсації, а при пологих ізотермах пластових втрат конденсату можливе деяке зменшення вибійного тиску нижче тиску початку конденсації.
5. На заключній стадії розробки газових родовищ для забезпечення не обхід-них умов роботи установок низькотемпературної сепарації газу, дального транспорту газу по магістральному газопроводу при відсутності дотискуючої компресорної станції чи затримки ЇЇ будівництва і при безштуцерній експлуатації свердловин у випадку подачі газу місцевим споживачам застосовують режим заданого тиску на гирлі свердловини = const.
6. При наявності в газі компонентів, які викликають корозію обладнання стовбура і гирла свердловини (СО2, H2S, кислоти жирного ряду), відбір газу обмежують максимально допустимою швидкістю руху газу у верхньому поперечному перерізі колони ліфтових труб, при якій лінійна швидкість корозії має допустиме значення = const.. Згідно з результатами лабораторних і промислових досліджень, при швидкості газового потоку менше 11 м/с лінійна швидкість корозії, обумовлена присутністю в газі СО2, не перевищує 0,1 мм/рік, а у випадку застосування інгібіторів корозії не відбувається зриву захисної плівки інгібітора з внутрішньої поверхні труб.
7. Для продовження періоду стабільної роботи газових свердловин в умовах обводнення і ретроградної конденсації вуглеводневої суміші за рахунок викорис-тання природної енергії пластового газу необхідно забезпечити повний і безпере-рвний винос на поверхню всієї рідини, яка надходить з пласта і випадає з газу в стовбурі (вода і вуглеводневий конденсат), при мінімальних втратах тиску в колоні ліфтових труб.
Для цього рекомендується експлуатувати свердловини при дебітах, які не нижче мінімально необхідних для виносу рідини з вибою:
(7.З)
Величина знаходиться за відповідними формулами залежно від конструкції ліфта і геолого-промислової характеристики свердловини.
Умову (7.3) можна також застосовувати при експлуатації газових свердловин в пухких колекторах для виносу з вибою на поверхню твердих частинок заданого діаметра й густини.
8. При експлуатації газових свердловин в районах багаторічномерзлих порід з низькими пластовими температурами можливе гідратоутворення у привибійній зоні пласта внаслідок ефекту дроселювання газу, а також у стовбурі свердловини за рахунок теплообміну газу з навколишніми породами при малих дебітах і ефекту Джоуля-Томсона при великих дебітах газу. З метою попередження гідратоутворення рекомендується обмежувати депресію на пласт величиною безгідратної депресії, при якій температура на вибої свердловини не зменшується до рівноважної температури гідратоутворення, а дебіт газу вибирати в діапазоні безгідратних дебітів, при яких гідрати в стовбурі свердловини не утворюються.
226
9. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками технологічні режими експлуатації видобувних газових і нафтових свердловин необхідно вибирати такими, щоб забезпечити динамічну рівновагу газонафтового контакту, наприклад, проводити ступінчасту зміну дебітів нафти або газу чи обох одночасно, підтримуючи їх постійними протягом певних інтервалів часу, за які межа розділу газ-нафта досягає заданих крайніх верхнього і нижнього положень.
10. У випадку неоднорідних колекторів при розробці газових і газоконден-сатних родовищ в умовах газового режиму з метою максимізації коефіцієнтів газо- і конденсатовіддачі необхідно мінімізувати непродуктивні втрати тиску. Це дося-гається розподілом заданого відбору вуглеводневої суміші між окремими свердло-винами і регулюванням їх дебітів в процесі розробки родовища.
До інших факторів, які обмежують дебіти свердловин, відносяться вібрація наземного обладнання при високих дебітах, що може призвести до руйнування арматури від утоми, різний ступінь стійкості до руйнування пластів у випадку багатопластових покладів та Ін.
Технологічний режим роботи свердловини, встановлений з врахуванням того чи іншого визначального фактору чи групи факторів, змінюється в процесі розроб-ки родовища. Зміна технологічного режиму зумовлюється зміною того фактору, за яким був встановлений даний режим, або виникненням і впливом нових факторів на даному етапі розробки, які з так званих пасивних переходять в активні.
На вибір технологічного режиму можна активно впливати застосуванням методів інтенсифікації роботи газових свердловин. До них належать кріплення порід у привибійній зоні пласта піщано-цементною сумішшю, смолами, пластмасами і обладнання вибою свердловин фільтрами в нестійких колекторах, установка цементних мостів і штучних екранів при наявності підошовної води, кислотні обробки та ін. з метою збільшення проникності порід і залучення до дренування всього продуктивного розрізу, застосування інгібіторів корозії, гідратоутворення, солевідкладення і методів інтенсифікації виносу рідини з газових свердловин при наявності ускладнень в їх роботі та ін.
Етапи проектування розробки родовищ природних газів. Залежно від підго-товленості родовища до розробки і ступеня його виснаження розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ), промислової розробки і дорозробки. Відповідно до названих періодів виділяють три етапи в проектуванні розробки родовищ природних газів: складання проектів ДПЕ, промислової розробки і дорозробки. Вказані проектні документи складаються науково-дослідними організаціями і затверджуються Міністерством або органом, який його замінює.
Проекти розробки можуть складатися як для родовища в цілому, так і для окремих покладів (експлуатаційних об'єктів).
Дослідно-промислова експлуатація переважно проводиться на газових і газо-конденсатних родовищах, розміщених поблизу траси магістрального газопроводу чи споживача. При цьому родовище може вводитися в ДПЕ і без затвердження в ньому запасів газу.
Залежно від геологічної будови родовища, запасів газу та конденсату і складу пластового газу строк проведення ДПЕ може змінюватися від 2—3 до 5 років і більше, становлячи в середньому 3 роки. Основними завданнями ДПЕ є прискорене введення родовища в розробку з одночасним уточненням геологічної будови продуктивних пластів, запасів газу та конденсату і встановленням характерних особливостей процесу видобутку і підготовки газу.
Проект ДПЕ складається на основі обмеженого обсягу геолого-промислової інформації, одержаної за результатами буріння і досліджень розвідувальних свердловин. В ньому наводяться характеристика геологічної будови родовища, оперативний підрахунок запасів газу і конденсату, результати всіх досліджень, які проводилися на родовищі, розглядаються різні розрахункові варіанти, даються рекомендації щодо розкриття продуктивних пластів,
227
інтенсифікації видобутку газу, конструкції та обладнання свердловин, збору та підготовки пластового газу, наводиться програма досліджень на період ДПЕ.
За результатами проведення ДПЕ підраховуються та документально затверджуються запаси газу і конденсату. На їх основі складається проект розробки родовища, який передбачає видобуток основних запасів газу і конденсату. При реалізації проекту розробки проводиться контроль за процесами, які відбуваються в пласті, експлуатацією свердловин, роботою системи збору і промислової обробки газу та конденсату. Промислова інформація поступово нагромаджується та аналізується. На основі ії аналізу в проект розробки родовища за узгодженням з проектною організацією можуть вноситися доповнення і часткові зміни, які поліпшують умови видобутку газу, але принципово не змінюють затверджені проектні рішення. При необхідності внесення докорінних змін в затверджений проект розробки родовища, пов'язаних, наприклад, з невідповідністю фактичних і затверджених запасів газу, зміною умов розробки родовища, проектного відбору газу і т.п., складається уточнений проект розробки, який затверджується в установленому порядку.
На заключній стадії видобутку газу складається проект дорозробки родовища. В цей період газ переважно подається місцевим споживачам. Проект дорозробки повинен передбачати раціональне використання існуючого фонду свердловин, умови роботи яких в зв'язку з низькими дебітами газу ускладнені, для одержання максимальних значень коефіцієнта кінцевої га-зовіддачі. В окремих випадках, з метою збільшення ступеня виробки слабодренованих, як правило, периферійних зон, можливе буріння нових видобувних свердловин.
При проектуванні розробки багатопластових родовищ виділяють експлуатаційні об'єкти. При об'єднанні в один об'єкт декількох покладів для розробки та експлуатації окремою сіткою свердловин необхідно, щоб поклади мали близькі колекторські властивості пластів та ідентичний склад газу, характеризувались однаковими умовами розкриття бурінням пластів і технологічними режимами експлуатації свердловин, початкові пластові тиски в покладах відрізнялися не більш, ніж на тиск стовпа газу між ними, а в процесі розробки була забезпечена можливість регулювання переміщення пластової води (фронту витиснення) по окремих пластах.
Газогідродинамічні розрахунки основних показників розробки родовища проводяться для різних варіантів. Розрахункові варіанти можуть відрізнятися кількістю експлуатаційних об'єктів і черговістю введення їх в розробку, величиною відбору газу з родовища та окремих експлуатаційних об'єктів, методом розробки газоконденсатного (нафтогазоконденсатного) родовища, розміщенням свердловин на площі газоносності, їх конструкцією і технологічними режимами експлуатації, системою облаштування промислу (числом і розміщенням групових пунктів, способами промислової обробки газу) і т.п.
Оптимальний варіант розробки родовища та облаштування промисла вибирається на основі техніко-економічних розрахунків.
Залежно від об'єму вихідної інформації і ступеня ії вірогідності використову-ються ті чи інші розрахункові методи. На початковому етапі проектування розроб-ки родовища, при складанні проекту ДПЕ, а деколи і проекту розробки застосову-ють наближені інженерні методи розрахунку. Потім, в міру нагромадження даних, задачі розробки газового родовища розв'язують в більш строгій математичній постановці. В заключний період можуть застосовуватися методи прогнозування показників розробки родовища за фактичними даними, які використовують встановлені для конкретного родовища закономірності процесу видобутку газу.