- •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,
8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
Коефіцієнти, що характеризують газовіддачу. Більшість газових родовищ приурочена до пластових водонапірних систем і розробляється в умовах надходження в газонасичену частину пласта крайових або підошовних вод. Розробка газових родовищ при водо-
289
напірному режимі характеризується неповним витісненням газу водою з пористого середовища і нерівномірним (вибірковим) переміщенням газоводяного контакту.
Залежно від фізико-літологічних характеристик продуктивних пластів та умов їх обводнення коефіцієнт залишкової газонасиченості пористого середовища при витісненні газу водою може змінюватись від 0,1 до 0,5. Вибіркове просування пластової води по площі газоносності та продуктивному розрізу викликане неоднорідною будовою і нерівномірним дренуванням газоносних пластів. Воно призводить до передчасного обводнення свердловин, розміщених на водонебезпечних напрямах, аж до повного відключення всіх видобувних свердловин на родовищі при наявності ще значних запасів газу в газонасиченій частині пласта. Крім того, вода обходить і відключає за фронтом витіснення окремі ділянки з початковою газонасиченістю. В обводненій зоні залишається як мікрозащемлений газ в результаті неповного витіснення газу водою з пористого середовища, так і макрозащемлені об'єми газу, що зумовлені нерівномірним просуванням пластової води і проявом граничного градієнта тиску в малопроникних прошарках при фільтрації газу і води. Макрозащемленню газу сприяє зниження відбору газу зі свердловин з моменту появи води в їх продукції, проведення ізоляційних робіт в обводнених свердловинах та їх передчасне відключення. В результаті мікро- і макрозащемлення газу водою в пористому середовищі зменшується коефіцієнт га-зовіддачі пласта. У випадку газоконденсатних родовищ з газом втрачається конденсат і зменшується коефіцієнт конденсатовіддачі. За промисловими даними, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовищ при водонапірному режимі змінюється від 40 до 98 % , становлячи в середньому 70 - 85%.
В основу розрахунку коефіцієнта кінцевої газовіддачі покладено рівняння матеріального балансу для газового покладу при водонапірному режимі (7.19), яке можна представити у вигляді
де , - залишкові запаси газу відповідно в газонасиченій та обводненій зонах пласта на момент часу t.
Підставляючи вирази для початкових і залишкових запасів газу в газонасиченій і обводненій зонах пласта з рівняння (7.19) в рівняння (8.2), одержимо такі залежності для визначення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при водонапірному режимі: при повному обводненні родовища
(8.9)
при частковому обводненні родовища
(8.10)
де — кінцеві середні пластові тиски відповідно в газонасиченій частині пласта і обводненій зоні; , — коефіцієнти надстисливості газу при температурі і відповідно при тисках і
Рівняння (8.10) можна записати у такому вигляді:
де — коефіцієнти кінцевої газовіддачі відповідно обводненої і газонасиченої частин пласта. В більшості випадків
290
З рівнянь (8.9), (8.10) видно, що коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при водонапірному режимі тим більший, чим менші розміри обводненої зони, нижчі кінцеві пластові тиски в обводненій зоні і газонасиченій частині родовища і менший коефіцієнт залишкової газонасиченості.
При певних значеннях характеристик процесу обводнення продуктивних пластів коефіцієнт газовіддачі при водонапірному режимі може бути вищий, ніж при газовому. Для цього необхідно, щоб виконувалася така умова:
або
У цьому випадку кількість защемленого газу в одиниці обводненого перового об'єму буде нижчою від кількості залишкового газу в тому ж об'ємі при газовому режимі.
Стосовно багатопластових родовищ для характеристики процесу витіснення газу водою запропоновано додатково використовувати коефіцієнт охоплення пласта витісненням, який являє собою відношення обводненого порового об'єму родовища до об'єму родовища в межах зони витіснення між початковим контуром газоносності і положенням передньої кромки фронту води в найбільш обводненому пласті. Розрізняють також коефіцієнти охоплення витісненням за об'ємом (розрізом) і за площею Коефіцієнт, дорівнює відношенню обводненого порового об'єму родовища до суми порових об'ємів окремих пластів у межах зони витіснення в кожному пласті. Коефіцієнт показує, яка частина площі газоносності розміщена в межах зони витіснення.
З аналізу рівнянь (8.9), (8.10) і розгляду фізичної сутності процесу розробки газових родовищ при водонапірному режимі випливають такі напрямки підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі:
попередження обводнення газового родовища або зменшення кількості води, яка в нього надійшла (і відповідно розмірів обводненої зони);
забезпечення рівномірного переміщення контуру газоносності;
запобігання макрозащемленню газу в пласті та створення умов для більш повного витіснення газу водою з пористого середовища з метою зменшення коефіцієнта залишкової газонасиченості;
зменшення тиску защемлення газу водою;
видобуток залишкового газу з обводнених пластів.
Вплив геолого-промислових факторів. 1. Коефіцієнти витіснення газу водою і залишкової газонасиченості залежать від коефіцієнта початкової газонасиченості В області малих значень початкової газонасиченості (до 0,08-0,1) практично весь газ защем-люється водою в пористому середовищі й залишкова газонасиченість близька до початкової. При більших значеннях початкової газонасиченості залишкова газонасиченість, збільшуючись з ростом , стає помітно меншою. Для зцементованих порід зростає в усьому діапазоні зміни , а крива поступово стає пологою. У випадку незцементо-ваних порід після досягнення граничного значення зростання залишкової газонасиченості змінюється її спадом.
2. Коефіцієнт залишкової газонасиченості зменшується з ростом відношення коефіцієнтів динамічної в'язкості води і газу, а також у разі погіршення змочуючих характеристик води і збільшується у разі росту поверхневого натягу на межі розділу вода - газ. Крім того, адсорбція органічних речовин на поверхні породи перед фронтом води, що надходить,
291
а також гідрофобізадія пористого середовища зменшують коефіцієнт залишкової газонасиченості.
3. Зі зростанням температури коефіцієнт витіснення газу водою може збільшуватись, зменшуватись або залишатись практично постійним залежно від структури перового простору і середнього радіусу порових каналів. Ефективність витіснення газу водою з підвищенням температури збільшується для ущільнених порід зі середнім радіусом порових каналів менше (1—2) • ІО"6 м і погіршується для неоднорідних порід.
4. Коефіцієнт витіснення газу водою практично не залежить від тиску в області його зміни від атмосферного значення до 20 МПа, при більших значеннях тиску коефіцієнт витіснення газу водою монотонно зменшується з ростом його значень.
5. Коефіцієнти витіснення газу водою і залишкової газонасиченості залежать від будови продуктивних відкладів, їх макронеоднорідності. Шаруватість пласта і збільшення відношення проникностей окремих прошарків, чергування гідрофільних і гідрофобних ділянок або зон пласта з різними колекторськими властивостями і збільшення відношення їх проникностей, а також наявність довільної системи тріщин призводять до погіршення ефективності витіснення газу водою порівняно з однорідними породами і упорядкованою системою тріщин.
6. Деформація пласта під впливом ефективного гірничого тиску і нелінійні ефекти, викликані початковим градієнтом тиску, призводять до зменшення коефіцієнта газовіддачі.
7. Дані про витіснення газу водою з природних і штучних пористих середовищ свідчать про відсутність універсальних залежностей між коефіцієнтом залишкової газонасиченості та петрофізичними характеристиками гірських порід - коефіцієнтами пористості, проникності та середнім радіусом порових каналів. Це пояснюється тим, що залишкова газонасиченість залежить в основному від особливостей будови порового простору, ступеня неоднорідності його за розмірами пор, які не можуть бути повністю охарактеризовані коефіцієнтами пористості, проникності та середнім радіусом порових каналів. В зв'язку з цим для оцінки коефіцієнта залишкової газонасиченості пропонують такі залежності [8]:
для пісковиків
= 0,62 - 1,3 [Л.Горрінг];
= 0,055 + 0,51 -0,69 ; =0,68 -0,197; =0,51- = 0,335 (у разі відсутності даних) [Е.Стоян, А.Телфорд];
[А.Й.Ширковський]; -(1/ )(0,024 К -0,257) [І.М.Фик];
= (0,182-0,017 +3- -0,3 + 0,187 К) [З.І.Джалілов];
для вапняків і доломітів
; = 0,335 (у разі відсутності даних) [Е.Стоян, А.Телфорд]; = (1 - 1,085 [А.Й.Ширковський],
де К — коефіцієнт абсолютної проникності; мкм2; _ коефіцієнт відкритої пористості; — початковий пластовий тиск, МПа; — перепад тиску (депресія на пласт), МПа.
8. Для гідрофільних пористих середовищ коефіцієнт витіснення не залежить від швидкості заводнення (градієнта тиску) для всіх можливих на практиці їх значень. Це пов'язано з високими швидкостями капілярного всмоктування води в газонасичені породи, які змінюються від 21,14 до 25600 м/рік [8]. Вони значно перевищують фактичні швидкості переміщення газо-водяного контакту. В цих умовах капілярні сили мають вирішальний
292
вплив на розподіл фаз у пористому середовищі і величину коефіцієнта залишкової газонасиченості. В умовах, коли пласт гідрофобний і капілярні сили протидіють витісненню газу водою з пористого середовища, можливе збільшення коефіцієнта витіснення у разі росту швидкості переміщення газоводяного контакту.
Для тріщинуватих колекторів з упорядкованою системою тріщин і тріщинувато-пористих порід збільшення вище певного (критичного) значення швидкості руху води в системі тріщин (тобто збільшення темпу відбору газу) призводить до зменшення коефіцієнта витіснення газу водою в безводний період. Для тріщинуватих колекторів із довільною системою тріщин вплив швидкості закачування води (темпа відбору газу) на коефіцієнт витіснення не встановлено.
9. При постійному тиску після обводнення пористого середовища у разі подальшого закачування води надходить незначна кількість газу, а коефіцієнт залишкової газонасиченості практично залишається постійним. Зміна залишкової газонасиченості через дифузію газу неістотна.
Не спостерігається також значного приросту видобутку газу при промивці водою тріщинуватого пласта з довільною і пласта з упорядкованою системою трі-щин, коли швидкість закачування води до прориву її нижча від критичної. Якщо швидкість витіснення газу водою із тріщинуватого пласта з упорядкованою систе-мою тріщин перевищує критичну, а також у випадку тріщинувато-пористих порід, в процесі подальшого закачування води вимивається додаткова кількість газу.
10. Заводнення газових родовищ в умовах безперервного зменшення пластового тиску характеризується більш високими коефіцієнтами газовіддачі, ніж заводнення при постійному тиску, що дорівнює початковому. Коефіцієнт газовіддачі зростає зі збільшенням темпа відбору газу (відношення початкового і кінцевого тисків), що може бути досягнуто форсуванням розробки газових родовищ.
Коефіцієнт газовіддачі залежить не тільки від співвідношення початкового і кінцевого тисків, але і від способу зменшення тиску. Найбільш високі коефіцієнти газовіддачі досягаються при заводненні пористого середовища після попереднього зниження тиску шляхом відбору частини газу, нижчі — при безперервному зменшенні тиску від початкового до заданого кінцевого.
Коефіцієнт газовіддачі при водонапірному режимі залежить як від геолого-промислової характеристики родовища (природних факторів), так і технологічних параметрів, і його можна регулювати вибором системи розробки родовища.
Збільшення газовіддачі пластів. Обводнення газових родовищ при наявності підошовних чи крайових вод —природний процес. З метою одержання високих значень коефіцієнта газовіддачі необхідно перш за все забезпечити рівномірне переміщення контура газоносності. Для цього під час проектування розробки газового родовища потрібно відповідним чином розмістити свердловини на площі газоносності та призначити такі технологічні режими їх роботи (черговість уведення в експлуатацію і зміну в часі дебітів), які дозволили б регулювати процес обводнення продуктивних відкладів. Здійснення запроектованої системи розробки в більшості випадків супроводжується нерівномірним переміщенням пластових вод, що викликано відсутністю на стадії проектування вірогідної геолого-промислової інформації. Тому в процесі відбору газу застосовують додаткові заходи щодо регулювання обводнення газових родовищ. Відомі такі способи регулювання переміщення пластових вод.
1. Перерозподіл дебітів газових свердловин, закриття окремих видобувних свердловин на водонебезпечних напрямах і буріння додаткових свердловин у зонах, які недостатньо дренуються, і на ділянках сповільненого надходження води. Такий захід в більшості випадків призводить тільки до короткочасного зниження добових відборів води. Вода продовжує надходити в родовище напрямками, які раніше склалися, внаслідок перепаду тиску
293
між водонапірною системою і газонасиченою частиною пласта, і обводнює інші свердловини.
2. Застосування комбінованої системи розкриття і відробки продуктивних пластів на ба-гатопластових родовищах, яка грунтується на підключенні у свердловинах, розміщених у центральній зоні, усіх або більшості газонасичених пластів, а в периферійних свердловинах - окремих пластів. При цьому кількість свердловин і темпи відбору газу з кожного пласта вибирають такими, щоб забезпечити рівномірне переміщення контура газоносності у всьому продуктивному розрізі або випереджуюче обводнення нижніх пластів. Застосування комбінованої системи обмежується у разі значної різниці колекторських властивостей продуктивних пластів, а також деякими техніко-економічними факторами.
3. Відбір частини води, що надходить у родовище, за допомогою "розвантажувальних" свердловин, розміщених поблизу початкового контуру газоносності на водонебезпечних напрямках. Застосування даного методу пов'язане з необхідністю відбору й утилізації великих об'ємів води і буріння додаткових свердловин.
4. Закачування з поверхні в свердловини, які розміщені на водонебезпечних напрямках, газоподібних або рідких агентів з метою зменшення фазової проникності для води. Для ефективного регулювання необхідно створити значні за розмірами зони погіршеної проникності, що не реально. ,
5. Створення за контуром газоносності у високопроникних пластах бар'єрів просуванню води шляхом закачування через спеціальні свердловини в'язких агентів або тампонажних розчинів. В реальних умовах практично неможливо створити суцільний бар'єр на всю товщину пласта, непроникний для води і здатний витримати поступово зростаючий перепад тиску між водоносним басейном і газовим покладом.
Розглянуті методи регулювання обводнення газових родовищ не дають змоги істотно підвищити коефіцієнт газовіддачі та вимагають значних витрат для їх впровадження.
6. Застосування технології активної дії на водонапірний режим порівняно з іншими методами регулювання обводнення газових родовищ дає змогу значно підвищити коефіцієнт газовіддачі з меншими витратами. В основу технології активної дії на процес вторгнення пластових вод і обводнення свердловин покладені характерні особливості поведінки защемленого газу в обводнених об'ємах пласта при зменшенні в них тиску. В процесі зниження тиску залишковий газ спочатку розширюється і тільки після зменшення тиску на 23 — 27 % порівняно з тиском заводнення починає рухатись. Защемлення газу водою в пористому середовищі, його розширення і наступний рух при зниженні тиску призводять до істотного зменшення фазової проникності для води - у 24 - 100 раз і більше. Таким чином, для регулювання надходження води в газові родовища можна використовувати защемлений газ, створивши необхідні умови для його розширення і руху. Це досягається експлуатацією обводнених свердловин.
Для реалізації технології необхідно мати крім видобувних свердловин у центральній, найбільш продуктивній частині родовища, також сітку видобувних і контрольно-спосте- • режних свердловин у периферійній частині. Останні в міру обводнення переводяться у видобувні. У разі появи води в продукції свердловини продовжують її експлуатацію, підтримуючи технологічний режим роботи, який був до початку обводнення, або навіть форсуючи відбір газу і води. Це призводить до зменшення пластового тиску в районі даної свердловини, збільшення насиченості пор пласта залишковим газом і відповідно до зниження фазової проникності для води. В результаті сповільнюється просування пластової води в зоні розміщення свердловини, що сприяє вирівнюванню контура газоносності. Одночасно із зони заводнення видобувається частина мікрозащемленого газу і залучається в розробку макрозащемлений газ із зон пласта, які вода обійшла і від'єднала, а також відбувається більш повне вироблення газонасичених пропластків у продуктивному розрізі свердловини і попереджується передчасне обводнення інших видобувних свердловин. За певних умов за-
294
стосування технології активної дії на водонапірний режим дає змогу не тільки сповільнити просування фронту води в газонасичену частину пласта, але й стабілізувати його.
Ремонтно-ізоляційні роботи в газових свердловинах слід проводити тільки у виключних випадках, наприклад, якщо свердловини розміщені в зоні тектонічних порушень, у разі розвинутої тріщинуватості, надходження підошовних вод або заколонних перетоків чужих вод, тому що ізоляція є однією з причин макрозащемлення газу в пласті і не перешкоджає подальшому просуванню води в поклад з обводненням нових свердловин.
Для родовищ, які перестали розроблятись внаслідок повного обводнення всіх свердловин або вступили в завершальну стадію експлуатації, підвищення коефіцієнта газовіддачі досягається шляхом організації вторинного видобутку мікро- і макрозащемленого газу з обводнених пластів. Мікрозащемлений газ перебуває у пористому середовищі в диспергованому стані, у вигляді окремих бульбашок. Для видобутку його необхідно знизити тиск в обводнених частинах пласта. Це призведе до розширення залишкового газу і створення сітки сполучених між собою каналів для його руху. Видобуток макрозащемленого газу, який перебуває у пористому середовищі у вигляді окремих "ціликів", можливий за допомогою буріння додаткових свердловин на газонасичені зони або зниження тиску в навколишніх обводнених ділянках пласта шляхом експлуатації розміщених в них свердловин. Буріння додаткових свердловин вимагає значних витрат і пов'язане з необхідністю встановлення зон розміщення "ціликів" газу. Тому основним методом підвищення коефіцієнта газовіддачі в заключний період розробки газових родовищ з водонапірним режимом є форсований відбір газу і води з обводнених свердловин. Макрозащемлений (вільний) газ практично без втрат проходить крізь водонасичену породу до видобувних свердловин, а в деяких випадках навіть захоплює за собою частину мікрозащемленого газу.
У початковий період зниження тиску в обводнених об'ємах пласта в основному видобувається вода. Дебіт її має максимальне значення, потім різко зменшується. Спочатку незначний вихід газу поступово збільшується, досягає максимального значення при зниженні тиску до 0,23-0,33 від його значення на момент заводнення і надалі зменшується. Аналогічно змінюється газоводяний фактор. При зниженні тиску до атмосферного видобувається практично весь защемлений газ, а загальний коефіцієнт газовіддачі наближається до 100%.
Інтенсифікувати процес видобутку защемленого газу можна шляхом форсування відбору газорідинної суміші з обводненого пласта. 3.ростом темпа відбору води зростають дебіт і газоводяний фактор, скорочується тривалість процесу видобутку защемленого газу і зменшуються сумарні відбори води. При цьому підвищенні дебіти води слід підтримувати тільки в початковий період, потім вони істотно падають.
Основні труднощі під час застосування технології вторинного видобутку газу пов'язані з відбором і утилізацією великих об'ємів води. Один із напрямків утилізації побіжних пластових вод є закачування їх у виснажені газові пласти або нафтові поклади, що розміщені в продуктивному розрізі родовища, для підвищення їх газо- і нафтовіддачі. Для експлуатації обводнених свердловин можна використовувати газліфтний спосіб або свердловинні насоси (штангові, електровідцентрові, гідропоршневі, газо- і водоструминні та ін).