Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

пласта (рис. 14). Резкое увеличение коэффициента газоотдачи по защемленному газу (30СТ при снижении давления происходит после достижения «критической» газонасыщенности, т. е. после того как защемленный газ приобретет подвижность.

Выявленные экспериментальные закономерности положены в ос­ нову методики расчета продвижения воды в газовую залежь [71]. Результаты соответствующих расчетов для ряда гипотетических залежей газа, приведенные в табл. 2а, показывают, что при разра­ ботке однородных по коллекторским свойствам залежей с водона­ порным режимом есть основания ожидать значительных величин коэффициентов газоотдачи — около 90%. Приведенные в таблице

данные показывают, что защемление газа часто не оказывает суще­ ственного влияния на газоотдачу пласта (вывод справедлив для исходных данных [71] и величин конечного пластового давления).

В реальных условиях причинами, препятствующими достижению коэффициента газоотдачи около 90%, могут быть следующие.

1. Обводнение всего фонда эксплуатационных скважин при значительном еще пластовом давлении. Из-за пониженного (по отно­ шению к начальному) пластовому давлению не всегда возможно добуривание новых скважин. Поэтому создание облегченных промывоч­ ных жидкостей и тампонажных цементов позволит устранить отри­ цательное влияние этого фактора при осуществлении мероприятий по увеличению коэффициента газоотдачи.

Выход значительного числа скважин из эксплуатации может привести к чрезмерному снижению отборов газа в конечные годы разработки, что вызовет замедленное снижение давления за счет поступления воды в залежь. Это может неблагоприятно сказаться

50

3. Неравномерность дренирования продуктивных отложений по площади и особенно по мощности. Теория и практика разработки месторождений газа еще не располагают научно обоснованными методами регулирования движения газоводяных контактов. Однако для повседневной практики можно указать один из наиболее простых, но и наиболее действенных способов регулирования разработки месторождений газа — равномерное дренирование продуктивных отложений по мощности. Такой характер дренирования предотвра­ щает преждевременное обводнение скважин, обеспечивает высокие дебпты при высоких давлениях на устьях скважин и в конечном

счете создает возможность достижения значительных коэффициентов газоотдачи.

Для приобщения к дренированию всей вскрытой мощности можно применять нефтяные, газоконденсатные, кислотные, и другие ванны [44]. До и после применения ванн необходимо провести газо­ динамические исследования скважин одновременно с дебитометрией, термометрией, шумометрией и т. д.

Высказанные соображения о коэффициенте газоотдачи бази­ руются на аналитических исследованиях, в основе которых лежат результаты специальных лабораторных экспериментов [71]. В мето­ дике расчетов предполагалось, что защемленный газ при превыше­ нии «критической» газонасыщенности «мгновенно» поступает в газо­ вую залежь, т. е. не учитывалась двухфазность фильтрации в обвод­ ненной зоне пласта.

Видимо, учет особенностей фильтрации двухфазной смеси в об­ водненной зоне нласта не внесет существенных корректив в сделан­

52

ные выводы относительно достижимой величины коэффициента газоотдачи и влияния на него технологических факторов. Тем не менее проведение исследований в этом направлении является насущной задачей.

Важность проблемы увеличения коэффициента гаЗоотдачи пока­ жем на следующих цифрах. Запасы газа месторождения Медвежье — 1500 млрд. м3. Один процент этих запасов составляет 15 млрд. м3. Стоимость этого объема газа оценим по стоимости замыкающего топлива в районах европейской части страны — около 20 руб./тыс. м3, т. е. получим 300 млн. руб. Следовательно, увеличение коэффициента газоотдачи месторождения Медвежье только на 1 % обеспечивает народному хозяйству эффект в 300 млн. руб. Соответствующая цифра для Уренгойского месторождения составляет 800 млн. руб. (начальные запасы газа — 4 трлн. м3).

§8, Характерные периоды разработки газовых

игазоконденсатных месторождений

Втеории и практике разработки месторождений природного газа различают следующие периоды: I — период нарастающей до­ бычи; II — период постоянной добычи; III — период падающей добычи. Эти периоды характерны в основном для средних, крупных

иуникальных по запасам месторождений — для месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения. Небольшие по запасам месторождения можно сразу разрабатывать с периода по­ стоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжительности.

При разработке таких месторождений основным может оказаться период падающей добычи газа. В ряде случаев небольшие по запасам газовые месторождения целесообразно разрабатывать с падающей добычей газа [12].

В период нарастающей добычи газа проводятся разбуривание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную производительность (добычу газа).

В период постоянной добычи отбираются основные запасы газа из месторождения. Этот период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбуривание месторождения или наращивание мощ­ ности дожимной компрессорной станции становится нецелесообраз­ ным, т. е. экономически неоправданным. Период постоянной добычи продолжается до отбора из месторождения около 60% запасов газа и более.

Для периода падающей добычи газа характерно практически неизменное (или уменьшающееся в связи с обводнением) число экс­ плуатационных скважин. Не исключено, что в ряде случаев объем потребления и ресурсы газа в данном районе могут вызвать необхо­ димость введения в эксплуатацию определенного числа скважин. Однако эти скважины лишь в некоторой степени будут поддерживать на более высоком уровне падающую добычу газа. Период падающей

53