И эксплуатации газовых месторождений

■ Эксплуатационные скважины увеличенного диаметра. Диаметры насосно-компрессорных и эксплуатационных колонн составляют соответ­ственно 168 и 219 мм. Это обеспечивает пропускную способность скважин в 1-1,5 млн. м³/сут. при высоком КПД самой колонны НКТ. Потери давле­ния в НКТ снизились на 0,8-1,2 МПа, что заметно увеличивает период бес­компрессорной эксплуатации месторождения. В таких скважинах благода­ря мощному тепловому потоку повышается температура газа на устье вы­ше равновесной гидратообразования на 10-15°С, что крайне важно в усло­виях наличия в разрезе отложений многолетнемерзлых пород. Главное преимущество скважин увеличенного диаметра в том, что применение их позволило вдвое сократить потребное число добывающих скважин со все­ми вытекающими отсюда последствиями.

■ Расположение эксплуатационных скважин кустами из двух, трех, четырех, пяти и более скважин с вертикальными стволами, с удалением устьев скважин одной от другой на 70 м. Такое расположение скважин по­зволяет избежать глубокой депрессионной воронки при концентрирован­ном отборе газа в зоне куста, что благоприятно скажется на величине ко­нечной газоотдачи пласта.

■ Дифференцированный метод вскрытия продуктивного пласта. При эксплуатации месторождений батареями кустов из четырех-пяти скважин центральная скважина перекрывает обсадной колонной всю толщу, вскры­вает водонасыщенную часть под ГВК. Она является наблюдательной. Две скважины вскрывают газонасыщенную часть, не доходя до ГВК 15-20 м., две другие вскрывают одну треть газонасыщенного разреза сверху. Таким образом, наибольший отбор газа проводится из верхней части разреза, меньший из средней. Такой отбор газа по толщине создает равномерную выработку месторождения и равномерно горизонтальный подъем газово­дяного контакта.

■ Наклонно-направленное бурение эксплуатационных скважин. Ши­роко использовано при обустройстве Ямбургского месторождения. Устья скважин в кусте сближены до 20-40 м по сравнению с 70 м при бурении вертикальных скважин. В кусте бурится 6-8 скважин, забои которых по от­ношению к устью располагаются по периметру окружности радиусом 500 м. Наклонно-направленные скважины значительно концентрируют добычу газа из куста, сокращают прямые затраты на подготовительные работы и отсыпку основания под кусты, вышкомонтажные работы, процессы буре­ния, крепления и испытания скважин. По существу, этот метод бурения - новое направление в освоении месторождений Тюменского Севера.

■ Централизованная групповая схема сбора газа и конденсата. При такой схеме газ от группы скважин по шлейфам высокого давления посту­пает на УКПГ, где осуществляется его подготовка к транспорту. При груп­повой системе сбора большинство операций производится централизован­но. Она наиболее экономична, менее металлоемкая, требуются меньшие затраты на сооружение водопроводов, линий энергопередач, снижается численность обслуживающего персонала.

■ Прогрессивный метод вскрытия продуктивного пласта. Суть метода в том, что нижние дыры интервала перфорации скважин удалены от газо­водяного контакта на 15-20 м. Это частично снижает гидродинамическое совершенство скважин, но зато позволяет существенно продлить период безводной эксплуатации их. Подъем газоводяного контакта при работе за­лежи на водонапорном режиме становится не опасен прорывом подошвен­ных вод к фильтру скважины.

■ Регулирование разработки залежи за счет бурения дополнительного числа добывающих скважин. В практике анализа разработки было уста­новлено, что наблюдается некоторое отставание в выработке запасов газа периферийных участков, где скважины отсутствуют. Бурение дополни­тельных скважин дает возможность увеличить коэффициент выработки за­пасов на 10-20% и создать равномерную, повсеместную выработку запасов газа по площади месторождения. А это, в свою очередь, способствует дос­тижению высокого конечного коэффициента газоотдачи.

■ Применение технологического оборудования подготовки газа по­вышенной пропускной способности. Доведение производительности одной технологической нитки до 5 млн. м /сут. позволило поднять добывную мощность одной УКПГ до 8-15-20 млрд. м³/год, что равнозначно добыче газа крупного газового месторождения. Концентрация производства по подготовке газа в одном месте значительно снижает капитальные затраты на обустройство промысла.

■ Внедрение блочно-комплектного метода при сооружении газодобы­вающих и газотранспортных объектов. Отдельные узлы цехов создавались на заводах в Тюмени, затем собирались в крупные суперблоки и речным транспортом доставлялись до мест установки. Там они за несколько недель собирались в единое сооружение. Так строились большинство УКПГ Ям-бургского месторождения.

■ Применение отечественных и зарубежных труб диаметром до 1420 мм при строительстве внутрипромысловых газосборных коллекторов и ма­гистральных газопроводов. Это позволило поднять пропускную способ­ность одной нитки магистральных газопроводов до 25-28 млрд.м /год, что существенно снизило ожидаемую себестоимость транспорта газа от мест добычи до потребителя.

Изложенное далеко не исчерпывает перечень научно-технических дос­тижений, применение которых дало возможность создать на севере Тю­менской области центр газодобычи всей России.