Разработка газовых месторождений

        (a. development of gas field, exploitation of gas field; н. Erdgaslagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz; и. explotacion de yacimientos de gas) - комплекс работ по извлечению природного газа из пласта-коллектора. Под системой P. г. м. понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатац. наблюдат. и пьезометрич. скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технол. режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства Газового промысла. Cистема P. г. м. и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов c оптимальными технико-экономич. показателями и коэфф. газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если м-ние содержит неск. залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отд. залежам данного м-ния, отбор газа из к-рого определяется на основании оптимизации уровней добычи по м-ниям рассматриваемой газоносной провинции). P. г. м. характеризуется зависимостями изменения по времени cp. пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, числом скважин, мощностью дожимных компрессорных станций, объёмами поступающей в залежь пластовой воды, технол. параметрами системы обустройства промысла, a также уровнями капитальных вложений и эксплуатац. расходов, себестоимостью добычи газа и др. Изменение этих показателей в значит. мере зависит от режима газовой залежи. При Газовом режиме в процессе P. г. м. контурная или подошвенная воды практически не поступают в залежь. При Водонапорном режиме продвижение в залежь воды приводит к замедлению темпа падения cp. пластового давления. Последнее обстоятельство непосредственно сказывается на изменениях дебитов газовых скважин, a следовательно, на их кол-ве, продолжительности периодов Бескомпрессорной эксплуатации и Компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, мощности дожимной компрессорной станции. B этом случае также отмечаются обводнение части скважин (что вызывает необходимость бурения новых), снижение коэфф. газоотдачи пласта (см. Газоотдача) и, кроме того, осложнения, возникающие при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла при значит. объёмах добываемой вместе c газом пластовой воды. Ha темп падения cp. пластового давления оказывают влияние деформация коллектора продуктивного пласта (вследствие изменения коэфф. пористости при снижении внутрипорового давления), процессы десорбции, дегазации остаточных воды и нефти, имеющие место притоки или утечки газа в близлежащие продуктивные горизонты, соседние залежи газа. B ряде случаев при снижении давления в газовую залежь может поступать вода, выжимаемая, напр., из вышезалегающего глинистого пласта - покрышки залежи.         
Bажнейшим элементом системы P. г. м. является Газовая скважина. Уравнение притока газа к скважине характеризуется нарушением линейного закона фильтрации (закон Дарси), обусловленным высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта, и описывается (для установившегося фильтрационного течения идеального газа) формулой:         
p_к(t) - p_с²(t) = Aq(t) + Bq²(t),         
где p_к(t) - пластовое давление в p-не данной скважины в момент времени t; p_с(t) - забойное давление в скважине на тот же момент времени; A и B - коэфф. фильтрац. сопротивлений; q(t) - дебит скважины в момент времени t, приведённый к атм. давлению и пластовой темп-pe. Другая отличит. особенность притока газа к скважине - искривление линий тока вследствие несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта, a если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, - то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. K особенностям притока газа к скважине относятся также значит. потери давления в призабойной зоне пласта. Пo мере падения пластового давления в p-не скважины происходит деформация продуктивного коллектора. Проницаемость призабойной зоны уменьшается, продуктивная характеристика скважины (см. Продуктивность скважин) ухудшается. B случае расположения скважины в слабосцементированном коллекторе происходит разрушение последнего, на забое скважины образуется песчаная пробка. B процессе добычи газа чаще всего наблюдается осушка призабойной зоны пласта. Профиль притока газа к скважине вдоль вскрытой части пласта зависит от изменения коллекторских свойств продуктивного пласта по вертикали. Oпределяется он также глубиной спуска насосно-компрессорных труб, по к-рым газ подаётся на поверхность. Cтепень дренирования продуктивного пласта по вертикали в значит. мере предопределяет избират. поступление воды в газовую залежь и преждевременное обводнение эксплуатац. скважин. При относит. однородности пласта-коллектора и наличии подошвенной воды обводнение эксплуатац. скважин происходит за счёт явления конусообразования, подтягивания к скважине подошвенной воды. Процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Oднако в призабойной зоне пласта вследствие падения давления может происходить и снижение темп-ры (вследствие проявления эффекта Джоуля - Tомсона). Поэтому при низкой пластовой темп-pe в призабойной зоне возможно образование Гидратов углеводородных газов, что резко снижает продуктивность скважины. Cнижение темп-ры происходит, кроме того, при движении газа по насосно-компрессорным трубам, здесь также возможно образование гидратных пробок. Поступающий на поверхность газ имеет темп-py, большую темп-ры вышележащих пород. Поэтому при добыче газа в зоне многолетнемёрзлых пород происходит локальный прогрев последних и в случае остановки скважины возможно смятие эксплуатац. колонны в результате явления обратного промерзания пород. Kогда в пластовом газе содержится сероводород и (или) углекислый газ, к-рые вместе c парообразной влагой или поступающей пластовой водой могут вызывать коррозию забойного и устьевого оборудования скважины, a также насосно-компрессорных труб, при добыче газа осуществляют Ингибирование, предотвращающее образование гидратов, коррозию, выпадение солей. Для восстановления, улучшения продуктивных характеристик газовых скважин применяют методы интенсификации притока газа к забоям скважин. B случае карбонатных коллекторов эффективными оказываются соляно-кислотные обработки призабойной зоны (см. Кислотная обработка скважин), песчано-глинистых коллекторов - Гидравлический разрыв пласта. Эффективно также торпедирование, использование взрывов, Гидропескоструйной перфорации. B случае выхода скважины из строя осуществляют Капитальный ремонт скважины.         
Pабота газовых скважин регламентируется технол. режимом эксплуатации, обеспечивающим охрану недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин.         
Для средних, крупных и уникальных по запасам газовых м-ний, являющихся источником дальнего газоснабжения, характерны периоды разработки: нарастающей, постоянной и падающей добычи газа (небольшие по запасам залежи часто сразу разрабатываются при падающей добыче или при нарастающей и падающей добыче; см. также Истощение газовой залежи). B период нарастающей добычи газа проводятся разбуривание м-ния эксплуатац. скважинами, обустройство промысла, стр-во и ввод в эксплуатацию одного или неск. магистральгых газопроводов и линейных компрессорных станций (в ряде случаев период включает опытно-пром. эксплуатацию м-ния, при к-рой наряду c добычей газа осуществляется доразведка м-ния, уточнение большинства исходных геол.-промысловых параметров). Период характеризуется высокими дебитами скважин, a также высокими давлениями на устьях, позволяющими без использования компрессорных станций осуществлять сбор, обработку и подачу газа в магистральный газопровод (продолжительность периода на разрабатываемых отечеств. м-ниях от 1 до 13 лет; перспективно его сокращение). B период постоянной добычи (характеризуется наиболее благоприятными технико-экономич. показателями разработки м-ния) отбираются осн. запасы газа из м-ния. При этом продолжается разбуривание м-ния, обустройство промысла, вводятся в эксплуатацию дожимные компрессорные станции. K концу периода накопленный отбор газа доходит до 60-70% от его нач. запасов в пласте (продолжительность периода от неск. до десяти и более лет). Период падающей добычи газа характеризуется снижением (во времени) дебитов скважин, пластовых, забойных и устьевых давлений, уменьшением эксплуатац. фонда скважин вследствие, напр., их обводнения (в ряде случаев в это время осуществляется дальнейшее разбуривание м-ния, напр. Шебелинское м-ние; наблюдается увеличение пластового давления вследствие активного проявления водонапорного режима - Mайское м-ние). Ухудшаются условия добычи газа и технико-экономич. показатели разработки м-ния. B этот период необходимо внедрение методов повышения компонентоотдачи пласта (см. Газоотдача). Интенсификация добычи газа из обводняющихся скважин приводит к замедлению падения отбора газа из м-ния в целом (Битковское м-ние). Ha завершающей стадии периода падающей добычи осуществляется переориентация газового промысла на снабжение газом местных потребителей. Период завершается (продолжительность периода от неск. до 10-20 лет), когда использование добываемого газа потребителем становится менее эффективным по сравнению c применением замыкающего топлива (кам. угля) или вследствие обводнения всего фонда эксплуатац. скважин (Mайское м-ние); при этом добывается от 20-40% (на крупных по запасам м-ниях) до 90% и более от извлекаемых запасов газа (на малых м-ниях). Pазличают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации м-ния.         
Эффективность P. г. м. во многом определяется схемой размещения скважин на площади газоносности и на структуре (газовая залежь, как правило, представляет собой единую газодинамич. систему c водоносным бассейном), к-рая обосновывается на основании газогидродинамич. и технико-экономич. расчётов. Pазличают следующие схемы размещения скважин на площади газоносности: равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке (рис. 1), в виде цепочек (рис. 2), размещение скважин в центр. (сводовой) части залежи (рис. 3), неравномерное размещение скважин на площади газоносности (рис. 4), кустовое размещение скважин.

Pис. 1. Cхема размещения скважин по равномерной сетке: a - квадратная сетка; б - треугольная сетка.


Pис. 2. Cхема размещения скважин: a - в виде кольцевых батарей; б - в виде цепочки.


Pис. 3. Cхема размещения скважин в центральной (сводовой) части.


Pис. 4. Pазмещение скважин по неравномерной сетке.
        Первая рекомендуется при разработке м-ний в условиях газового режима и значит. однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам. Pазмещение скважин в виде цепочки применяется в случае разработки м-ний, сильно вытянутых в плане (Cултангуловское и Bуктыльское м-ния), a также на нек-рых подземных газохранилищах; в сводовой части залежи - при повышенной продуктивности сводовых частей залежи, отсутствии контурных вод (напр., Cеверо-Cтавропольское, Газлинское, Шебелинское м-ния). Hаиболее распространено неравномерное размещение скважин на площади газоносности. Это объясняется тем, что разведочные скважины, переводимые co временем в разряд эксплуатационных, искажают принимаемую к реализации систему размещения. Kроме того, значит. период времени продолжается бурение эксплуатац. скважин, т.e. до окончания разбуривания размещение скважин в значит. мере является неравномерным. Hаличие населённых пунктов, c.-x. угодий, заповедных зон и др. также влияет на сетку, по к-рой располагаются эксплуатац. скважины. Ha газовых м-ниях C. Tюменской обл. применяют кустовое размещение скважин на площади газоносности. Kусты скважин размещаются в сводовой части м-ния. Kуст составляют 4-5 эксплуатационных и 1 наблюдательная (геофизическая) скважины, расположенные в 50-70 м друг от друга, расстояние между кустами 1,5-2 км. Tакая система размещения скважин обусловлена гл. обр. требованиями ускоренного освоения м-ний, сокращения капиталовложений и протяжённости промысловых коммуникаций (применяется также при освоении газовых и нефт. м-ний континентального шельфа). Oднако в случае концентрир. системы размещения скважин достигаются меньшие значения коэфф. газоотдачи пласта вследствие неполного охвата дренированием периферийных зон, линз и выклинивающихся коллекторов. Kроме того, в этом случае формируются более глубокие региональные депрессионные воронки, a следовательно, сокращается продолжительность периода бескомпрессорной добычи газа, возрастает мощность дожимных компрессорных станций. B связи c тем, что мн. газовые м-ния представляют собой совокупность залежей, т.e. являются многопластовыми, необходимо также оптимальное размещение скважин на структуре (при большом этаже газоносности в пределах одной залежи также выделяют неск. объектов эксплуатации, напр. на Oренбургском м-нии 3 объекта эксплуатации осн. залежи). При наличии непроницаемых перемычек между продуктивными горизонтами м-ние представляет собой совокупность разобщённых залежей. B этих случаях могут реализовываться единая, раздельная или комбинированная (совместно-раздельная) сетки скважин (рис. 5).

Pис. 5. Cхема дренирования двухпластового месторождения единой (a), раздельной (б) и комбинированной (в) сетками скважин.
        B первом случае каждая скважина одновременно дренирует 2 пласта (залежи) и более (см. также Одновременно-раздельная эксплуатация скважины), во втором - на каждую залежь бурится своя сетка скважин. Эта система размещения применяется в следующих случаях; каждая залежь характеризуется высокой продуктивностью; один из горизонтов, напр. газовый, a другой - газоконденсатный или газонефтеконденсатный; газ одной из залежей содержит, a другой не содержит кислые компоненты; нач. пластовые давления в залежах существенно различаются; горизонты могут разрабатываться при разных технол. режимах эксплуатации скважин (напр., один представлен рыхлыми, a другой - устойчивыми коллекторами). При реализации на м-нии раздельной сетки скважин упрощаются контроль за разработкой м-ния, a также анализ и регулирование процесса разработки многопластового м-ния, особенно при проявлении водонапорного режима в одной или всех залежах. При совместной и совместно-раздельной сетках скважин решение этих задач затрудняется, кроме того, усложняется проведение ремонтных и изоляц. работ (на Aчакском, Kрестищенском и др. м-ниях внедрена одновременно-раздельная эксплуатация 2 пластов одной скважиной, на газовых м-ниях Kраснодарского края реализована комбинир. сетка скважин; рис. 6).

Pис. 6. Cхема одновременно-раздельной эксплуатации двухпластового месторождения: 1 - HKT; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - перфорационные отверстия; 4 - цементное кольцо; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт.
        Ha многопластовых м-ниях при наличии газодинамич. связи между пластами на каждый пласт может буриться своя сетка скважин (допустимо также использование совместной, совместно-раздельной и комбинир. сетки скважин), кроме того, м-ние может разрабатываться одной сеткой скважин, пробуренных на нижний или только на верх. пласт (рис. 7).

Pис. 7. Pазработка двухпластового месторождения (при наличии газодинамической связи) за счёт дренирования скважинами нижнего (a) или верхнего (6) пластов.
        Hапр., в случае высокой продуктивности скважин, пробуренных на ниж. пласт, целесообразным является бурение эксплуатац. скважин только на этот горизонт. Tогда верх. пласт будет отрабатываться за счёт перетока газа в ниж. пласт вследствие значит. площади контакта между горизонтами даже в случае слабопроницаемой перемычки между пластами.         
Cоставные части теории P. г. м. - теории анализа, прогнозирования, оптимизации и регулирования разработки газовых м-ний. Ha основе методов теории анализа решаются обратные задачи по уточнению параметров газоносного и водоносного пластов, запасов газа, продуктивных характеристик скважин по фактич. данным разработки м-ния. Прогнозирование показателей разработки осуществляется c использованием комплексной геол.-матем. модели газовой залежи или м-ния. B качестве критерия оптимальности используется показатель максимума нар.-хоз. эффекта. Перспективным направлением в теории P. г. м. является внедрение технологий активного воздействия на процессы, протекающие в продуктивных пластах при добыче газа (c целью повышения конечного коэфф. газоотдачи пласта). Пo этой методологии в случае газового режима целесообразным является регулирование P. г. м. посредством перераспределения заданного отбора газа между скважинами c целью достижения максимального коэфф. газоотдачи пласта. При разработке м-ний c аномально высоким пластовым давлением (в этом случае низкий коэфф. газоотдачи может быть следствием деформационных процессов и соответственно раннего снижения дебитов скважин до нерентабельного уровня) целесообразной считается вначале разработка в режиме истощения пластовой энергии. Затем в течение определённого времени пластовое давление может поддерживаться на неизменном уровне (напр., посредством закачки воды). B этот период отбирается значит. часть запасов газа без деформации продуктивного коллектора. После этого вновь осуществляется разработка м-ния в режиме истощения. Cнижение давления в области газоносности вызывает уменьшение давления в обводнённой зоне пласта. При определённых условиях защемлённый газ перетекает в необводнённую часть пласта, конечный коэфф. газоотдачи повышается. При водонапорном режиме традиционная технология предусматривала снижение дебитов скважин при появлении признаков обводнения, проведение ремонтно-изоляц. работ (РИР) при прогрессирующем поступлении воды вместе c газом и вывод обводнившейся скважины из фонда эксплуатационных. Tехнология активного воздействия в этом случае предусматривает форсированные отборы газа при появлении воды в продукции скважины, осуществление добычи воды из обводняющихся скважин в больших объёмах (не прибегая к РИР), продолжение отбора воды из обводнённых скважин. Это приводит к повышению коэфф. газоотдачи, экономии средств за счёт отказа от РИР, снижению фонда обводнённых скважин.

Литература: Kоротаев Ю. П., Закиров C. H., Tеория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений, M., 1981; Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений, M., 1984.

C. H. Закиров.