3.5. Разработка газовых месторождений

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 (р_ил — р з_аб). 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.