21. Особливості розробки газових покладів
Особливості розробки чисто газових покладів визначаються режимом роботи цих покладів, запасами газу в покладі, величиною заданого видобутку газу на добу і встановленим терміном розробки газового покладу.
В принципі, в зв’язку з тим, що газ є дуже мобільною речовиною, то виснажити запаси газу з того чи іншого природного резервуара можливо значно меншою кількістю видобувних свердловин (і навіть однією свердловиною) в порівнянні з розробкою покладів нафти.
При водонапірному режимі роботи газового покладу можливо довести коефіцієнт газовіддачі з природного резервуара до одиниці, тому, що в даному випадку діють дві рушійні сили – це головна властивість газу розширюватись в об’ємі і напір вод. Газ розширюється в об’ємі і виходить на поверхню через видобувні свердловини. Вода займає поровий простір, звільнений від газу, а також витісняє його з пор і примушує рухатись в напрямку видобувних свердловин.
При експлуатації газових родовищ швидкість руху газу в експлуатаційних свердловинах не повинна перевищувати певної величини, яка називається максимальною або критичною швидкістю. Це тому, що при великій швидкості руху газу може мати місце руйнування пласта в привибійній зоні свердловини, винос уламків породи в свердловину і навіть на поверхню, можливо також руйнування експлуатаційних колон.
Критична швидкість фільтрації газу із пласта усувається дослідним шляхом в кожному конкретному газовому покладі і в кожній свердловині.
Значення критичної величини фільтрації в свердловині обумовлює величину максимально допустимого дебіту із свердловини.
Отже, дебіт свердловини в початковий період розробки газового покладу, як правило, обмежується в кожній свердловині. На кожну свердловину в залежності від певних характеристик колектора, де пробурена конкретна свердловина, встановлюється норма відбору газу. При встановленні цієї норми виходять з недопущення швидкості фільтрації газу із пласта вище значення критичної швидкості.
Нормування відбору газу із свердловини при розробці газових покладів в їх приконтурних зонах відбувається також з метою запобігання формування язиків обводнення, а при наявності підошвенних вод – формування конусів обводнення.
Дебіти газу з свердловин в процесі розробки газових покладів можуть бути обмежені з наступних причин:
а) при виносі дрібноуламкового матеріалу з пласта, як правило пелітового, утворюється в привибійній зоні пласта закупорка пор;
б) в експлуатаційних свердловинах на газових покладах при великих швидкостях фільтрації може утворюватись надмірне охолодження газу, внаслідок чого виникають термічні напруги в обладнанні, а також і гідратоутворення;
в) турбулентність потоку газу викликає вібрацію обладнання і його руйнування.
В загальному випадку, знаючи план видобутку газу на добу, можливо визначити кількість експлуатаційних свердловин, які необхідно пробурити для забезпечення плану видобутку газу.
де
n – кількість видобувних свердловин;
q – максимально допустимий дебіт в свердловинах, виходячи з встановленої норми відбору газу;
n1 – кількість резервних свердловин, які вводять в експлуатацію на час ремонту свердловин основного експлуатаційного фонду, а також у випадку необхідності збільшення добового видобутку газу.
Особливості розміщення видобувних свердловин на газових покладах наступні:
При відсутності пересування контуру води в пласті, тобто при відсутності в пласті будь-якого водонапірного режиму, сумарна віддача газоносного пласта не залежить від розміщення свердловин. В принципі газовий поклад може бути виснажений і однією свердловиною на структурі, що обумовлюється великою рухливістю газу. Тому, іноді видобувні свердловини на газових покладах можуть бути розміщені виключно з техніко-економічних умов, тобто свердловини розміщують поблизу кінцевої точки газопроводу. Але це неможливо робити, коли задаються певним терміном розробки газового покладу. Як правило, газові поклади розробляють рівномірною сіткою видобувних свердловин або розташовують експлуатаційні свердловини батареями.
Рівномірні сітки видобувних свердловин застосовують у випадку, коли газовий поклад знаходиться в монолітних однорідних пластах (враховується пористість і проникність, товщина, плікативні та розривні ускладнення пласта і інші характеристики). Відстань між свердловинами приймають в залежності від фільтраційних властивостей пласта, яка обумовлює можливу швидкість газу в пористому середовищі пласта.
У випадку, коли газові поклади належать до неоднорідних пластів, з плікативними ускладненнями, які обумовлюють нерівномірний розподіл тріщинуватості колектора, доцільно розміщувати видобувні свердловини батареями. Відстані між свердловинами на різних ділянках пласта можуть зменшуватись і збільшуватись в залежності від конкретних характеристик колекторських властивостей пласта на цих ділянках.