Особенности разработки газовых месторождений газовых месторождений обусловлены отличием физических свойств газа от соответствующих свойств нефти: намного меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.
Добытую нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкостях, расположенных в районах добычи нефти, на трассах нефтепроводов и непосредственно на заводах. Извлеченный на поверхность газ следует немедленно направлять в магистральный газопровод или местным потребителям.
Следовательно, в большинстве случаев основная особенность разработки крупных газовых месторождений заключается в неразрывной связи всех элементов в системе пласт — скважина — газосборные сети на промысле — магистральный газопровод — потребители.
Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок разработки, число скважин и схему их размещения на площади.
|
|
Существенное влияние на выбор числа скважин для каждого конкретного газового месторождения оказывает диаметр скважин. Чем больше ее диаметр, тем больше может быть дебит, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Рост дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа. Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и замедлению бурения, большой затрате металла. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений очень важно выбрать наиболее оптимальный диаметр скважин. Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залегания залежи газа. В случае полосообразной залежи скважины располагают в виде одной, двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси залежи, при круговой залежи — кольцевыми батареями или же равномерно по всей площади залежи.
Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше коэффициента нефтеотдачи. В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с поверхностью пористой среды, обладает незначительной вязкостью (в 100 раз и более меньшей, чем вязкость легких нефтей).
Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может теоретически достигать высоких значений — 90 — 95 % и более. Например, Бенгойское месторождение в Чечне по состоянию на 2000 г. выработано на 98 %. Однако следует учитывать, что на газоотдачу влияет множество факторов и ее величина практически бывает ниже указанных значений.
|
|
Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи — остаточное давление в залежи на конечной стадии ее разработки. Естественно, что наибольшая газоотдача газовых пластов может быть достигнута при снижении пластового давления до возможно минимального значения, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях дебиты скважин становятся крайне низкими вследствие небольших перепадов давления (рил - рзаб). Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку газовой залежи практически прекращают при давлении на устьях скважин, больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7 —0,8.