Технологія розробки.

3.1. Визначення числа свердловин та їх розміщення.

3.2. Встановлення режиму роботи експлуатаційних свердловин.

3.3. Регулювання балансу пластової енергії в покладах нафти або газу шляхом впливу на пласти в цілому.

1. При розробці родовищ природних газів застосовують такі системи розміщення видобувних свердловин на площі газоносності: рівномірне розміщення по квадратній або трикутній сітках при середній відстані між сверд­ловинами 700—1000 м; розміщення свердловин у вигляді кільцевих батарей або лінійних рядів; розміщення свердловин в центральній (купольній) частині покладу; розміщення свердловин у вигляді кущів, нерівномірне розміщення свердловин на площі газоносності.

До всіх систем розміщення свердловин на площі газоносності ставляться дві основні ви­моги. Свердловини потрібно розміщувати так, щоб забезпечити заданий відбір газу за яко­мога більший проміжок часу при найменших витратах і рівномірне зниження тиску по всьому пласту. У протилежному випадку утворюються зони пониженого тиску, в результаті чого доведеться передчасно вводити в експлуатацію головну (дотискуючу) компресорну станцію.

Під рівномірною сіткою розуміють таку систему розміщення свердловин на площі газо­носності, при якій в процесі розробки родовища тиск у будь-якій точці пласта зменшується приблизно на однакову величину і близький до середнього пластового тиску в покладі на відповідний момент часу. Геометрично рівномірне розміщення свердловин на площі газо­носності відповідає вказаній умові тільки при достатній однорідності пласта за колекторсь-кими властивостями.

При змінних в часі дебітах газу в формулу (7.1) підставляється значення сумарного ви­добутку газу по і-й свердловині.

Виконання умови (7.1) приводить до геометрично нерівномірного розміщення свердло­вин на площі газоносності та в ряді випадків вимагає буріння невиправдано великої кількості свердловин на низькопроникних ділянках пласта, що може бути економічно не­вигідним.

Рівномірне розміщення свердловин рекомендується при розробці газових і газоконден­сатних родовищ в умовах газового режиму і значної однорідності продуктивного пласта за колекторськими властивостями. При інших рівних умовах воно забезпечує більш високі дебіти газових свердловин, ніж решта систем розміщення свердловин. Однак при рівномірному розміщенні свердловин збільшується довжина газозбірних мереж і промисло­вих комунікацій.

Системи розміщення свердловин на площі газоносності у вигляді кільцевих і лінійних батарей використовують при розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластово­го тиску і застосовують на деяких підземних сховищах газу, а також на газових родовищах відповідної геометричної форми. Так, на Султангуловському газовому родовищі (Оренбур­зька обл.), сильно витягнутому в плані, видобувні свердловини були розміщені у вигляді лінійного ряду.

При розміщенні свердловин у вигляді кільцевих батарей і лінійних рядів утворюються місцеві воронки депресії. В результаті швидше уводиться в експлуатацію дотискуюча комп­ресорна станція і скорочується період використання природної пластової енергії для низько­температурної сепарації газу. З іншого боку, при такій системі розміщення свердловин зменшується довжина газозбірних мереж і промислових комунікацій.

Розміщення свердловин в центральній (купольній) частині застосовують переважно на невеликих за розмірами і запасами газу родовищах, для розробки яких достатньо декількох свердловин. Розміщення їх в центрі структури є найбільш раціональним.

На практиці найбільш часто застосовується нерівномірне розміщення свердловин зі згу­щенням в найбільш продуктивній зоні, якою переважно є центральна частина родовища, і розрідженням сітки свердловин в периферійних зонах. Така система розміщення дає змогу зменшити кількість "сухих" свердловин в процесі розвідки і дослідно-промислової експлуа­тації родовища і забезпечує високі відбори газу з моменту введення родовища в експлуа­тацію. Надалі, в міру вивчення будови родовища, сітка свердловин в периферійній зоні мо­же бути ущільнена.

Необхідно підкреслити, що на сітку розміщення свердловин впливають рельєф місцевості, населені пункти, сільськогосподарські угіддя, наявність доріг і водних басейнів. Тому строго рівномірного розміщення свердловин на площі газоносності практично не зустрічається. У зв'язку з можливістю реалізації різних систем розміщення свердловин на площі газоносності оптимальну систему слід вибирати на основі проведення га-зогідродинамічних і техніко-економічних розрахунків.

УкрНДІгазом рекомендується в першому наближенні вибирати кількість свердловин, виходячи із запасів газу, що припадають на одну свердловину: для великих родовищ за за­пасами газу — (1...2)х10⁹ м³, для середніх родовищ — 0,9-10' м³, для дрібних родовищ — 0,2-10⁹ м³.

1. На стадії проектування систем розробки виходимо з ідеалізованого варіанту: розрахункової схеми покладів в якій пласт вважають однорідним, а форми покладів – або простою геометричною фігурою (лінія, круг, кільце, сектор), або сумою таких простих фігур.

Проблема раціонального розташування свердловин – частина проблеми проектування раціональної системи розробки.

Розташування нафтових свердловин можливо вважати раціональним, якщо забезпечується мінімальна собівартість нафти і можливо висока нафтовіддача.

Щоб домогтися мінімальної собівартості потрібно прагнути до залучення можливо більш високого видобутку нафти при якомога менших витратах.

Отримаємо дві постановки задачі:

1. заданий середній рівень поточного видобутку нафти. Потрібно так розмістити свердловини, щоб отримати мінімальні витрати.

2. задані наявні матеріальні ресурси (загальні витрати, капітальні вкладення). Потрібно так розмістити свердловини, щоб отримувати максимальний видобуток нафти.

1. Задано середній за весь термін рівень поточного видобутку нафти. Запаси відомі, тим самим заданий термін розробки. Як відомо, витрати на розробку складаються з капітальних вкладень і поточних експлуатаційних витрат.

Частина капітальних вкладень на будівництво нафтових свердловин і на устаткування прямо пропорційно числу свердловин. Інша частина направляється на облаштованість, включаючи спорудження, призначені для збору і транспортування нафти залежить від розмірів території промислів, рельєфу місцевості, рівня видобутку, тобто не залежить від числа свердловин.

Отже, для даного покладу при заданому рівні видобутку можна в першому наближенні прийняти, що мінімальні витрати будуть отримані при мінімальному числі свердловин.

2. Задано капітальні вкладення. Задано число свердловин, тому що в даному випадку обсяг бурових і будівельних робіт відповідає заданим капітальним вкладенням.

У цих умовах (при заданих капітальних вкладеннях) інші поточні витрати без амортизації, що залежить від вкладень, будуть мінімальними при мінімальному терміну розробки покладу.

Питання в тому, на якій сітці потрібно зупинитися, в тому який термін розробки і яку кількість свердловин на площі треба вибрати – може бути вирішений лише шляхом аналізу показників розробки різних варіантів (з різним числом свердловин і з різними термінами або шляхом зіставлення отримуваного рівня видобутку з проектним завданням).

Єдино правильний і раціональний спосіб проектування систем розташування свердловин у реальних неоднорідних шарах – двохстадійне розбурювання.

На першій стадії бурять видобувні і нагнітальні свердловини по сітці, раціональній для цього режиму експлуатації в умовах однорідного покладу.

Ці свердловини повинні забезпечувати необхідний рівень видобутку на перші 10 – 15 років і включити в розробку основну часину покладу.

Сукупність цих свердловин називається основним фондом.

Потім буряться резервні свердловини, тому що вони буряться в допомогу основним свердловинам і тоді, коли з’ясовуються місця де вони необхідні.

Відстані між свердловинами:

• експлуатаційними – 150 ÷ 450 м;

від експлуатаційних до нагнітальних – 50 ÷ 500 м;

• між нагнітальними – 1000 ÷ 1500 м.

Установлення режимів роботи свердловини.

На підставі даних про пластовий тиск, тиск насичення, газовий фактор, встановлений вибійний тиск, призначається добір по свердловинах виходячи з загального рівня видобутку по покладу.

2. Під технологічним режимом експлуа­тації газових (газоконденсатних) свердловин розуміють підтримання на вибої (гирлі) зада­них умов зміни в часі тиску (дебіту), які забезпечують безаварійну експлуатацію свердло­вин і дотримання правил охорони надр і довкілля. Іншими словами, технологічний режим характеризує ті обмеження, які накладаються на відбір газу зі свердловин.

Технологічний режим експлуатації свердловин залежить від типу і режиму розробки газового покладу, початкового пластового тиску, пластової температури, фізико-хімічних властивостей газу, фізико-літологічної характеристики продуктивних пластів, конструкції свердловин, умов підготовки і подачі газу споживачеві. Він встановлюється за результатами дослідження свердловин методом стаціонарних режимів фільтрації з врахуванням геолого-промислової характеристики покладу і умов збору, підготовки і транспорту газу. В процесі експлуатації свердловин технологічний режим регулюється штуцерами, які встановлюють­ся для кожної свердловини на гирлі або на вході в УКПГ, і протитиском газу в системі газо-збору.

В практиці розробки родовищ природних газів відомі такі технологічні режими експлуа­тації свердловин.

1. В початковий період розробки газових і газоконденсатних родовищ, коли кількість пробурених свердловин перевищує потрібну їх кількість або відбір газу зі свердловин обме­жується тільки пропускною здатністю колони ліфтових труб, застосовують режим постійного (заданого в часі) дебіту q = q (t) = const. Даний режим експлуатації свердловин є тимчасовим, оскільки підтримання постійного дебіту супроводжується зростанням де­пресії на пласт. Коли вона досягає критичного значення для стійкості порід у привибійній зоні, переходять на інший режим експлуатації (постійного градієнта тиску на стінці сверд­ловини чи максимально допустимої депресії на пласт).

Далі дебіт свердловини і вибійний тиск змінюють таким чином, щоб виконувалася умова (7.2).

При фільтрації газу за законом Дарсі умова (7.2) відповідає підтриманню постійної максимально допустимої швидкості фільтрації газу на стінці свердловини.

3. У зв'язку з невизначеністю параметрів що пов'язано з відсутністю достовірної інформації про ступінь і характер досконалості свердловини, і складністю підтримання в промислових умовах постійного градієнта тиску на стінці свердловини, на практиці в пух- ких колекторах поширений режим максимально допустимої депресії на пласт

середній пластовий тиск в зоні дренування

свердловини в момент часу 1.

Режим граничної допустимої депресії на пласт застосовують також при експлуатації га­зових свердловин в пластах з підошовною водою.

4. При розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску вище тис­ку початку конденсації вуглеводневої суміші рекомендується з метою зменшення пластових втрат конденсату і одержання високих дебітів газоконденсатної суміші експлуатувати видо­бувні свердловини на режимі постійного вибійного тиску Величина вибійного тиску вибирається рівною або більшою від тиску початку конденсації, а при поло­гих ізотермах пластових втрат конденсату можливе деяке зменшення вибійного тиску ни­жче тиску початку конденсації.

5. На заключній стадії розробки газових родовищ для забезпечення необхідних умов ро­боти установок низькотемпературної сепарації газу, дального транспорту газу по магістральному газопроводу при відсутності дотискуючої компресорної станції чи затримки ЇЇ будівництва і при безштуцерній експлуатації свердловин у випадку подачі газу місцевим споживачам застосовують режим заданого тиску на гирлі свердловини

6. При наявності в газі компонентів, які викликають корозію обладнання стовбура і гир­ла свердловини (С0₂, Н₂5, кислоти жирного ряду), відбір газу обмежують максимально до­пустимою швидкістю руху газу у верхньому поперечному перерізі колони ліфтових труб, при якій лінійна швидкість корозії має допустиме значення Згідно з результатами лабораторних і промислових досліджень, при швидкості газового потоку мен­ше 11 м/с лінійна швидкість корозії, обумовлена присутністю в газі С0₂, не перевищує 0,1 мм/рік, а у випадку застосування інгібіторів корозії не відбувається зриву захисної плівки інгібітора з внутрішньої поверхні труб.

7. Для продовження періоду стабільної роботи газових свердловин в умовах обводнення і ретроградної конденсації вуглеводневої суміші за рахунок використання природної енергії пластового газу необхідно забезпечити повний і безперервний винос на поверхню всієї рідини, яка надходить з пласта і випадає з газу в стовбурі (вода і вуглеводневий конденсат), при мінімальних втратах тиску в колоні ліфтових труб.

Для цього рекомендується експлуатувати свердловини при дебітах, які не нижче мінімально необхідних для виносу рідини з вибою:

(7.3)

Величина знаходиться за відповідними формулами залежно від конструкції ліфта і геолого-промислової характеристики свердловини.

Умову (7.3) можна також застосовувати при експлуатації газових свердловин в пухких колекторах для виносу з вибою на поверхню твердих частинок заданого діаметра й густини.

8. При експлуатації газових свердловин в районах багаторічномерзлих порід з низькими пластовими температурами можливе гідратоутворення у привибійній зоні пласта внаслідок ефекту дроселювання газу, а також у стовбурі свердловини за рахунок теплообміну газу знавколишніми породами при малих дебітах і ефекту Джоуля-Томсона при великих дебітах газу. З метою попередження гідратоутворення рекомендується обмежувати депресію на пласт величиною безгідратної депресії, при якій температура на вибої свердловини не зменшується до рівноважної температури гідратоутворення, а дебіт газу вибирати в діапазоні безгідратних дебітів, при яких гідрати в стовбурі свердловини не утворюються.

9. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками технологічні режими експлуатації видобувних газових і нафтових свердловин необхідно вибирати такими, щоб забезпечити динамічну рівновагу газонафтового контакту, наприклад, проводити ступінчасту зміну дебітів нафти або газу чи обох одночасно, підтримуючи їх постійними протягом певних інтервалів часу, за які межа розділу газ-нафта досягає заданих крайніх верхнього і нижнього положень.

10. У випадку неоднорідних колекторів при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах газового режиму з метою максимізації коефіцієнтів газо- і конденсатовіддачі необхідно мінімізувати непродуктивні втрати тиску. Це досягається розподілом заданого відбору вуглеводневої суміші між окремими свердловинами і регулюванням їх дебітів в процесі розробки родовища.

До інших факторів, які обмежують дебіти свердловин, відносяться вібрація наземного обладнання при високих дебітах, що може призвести до руйнування арматури від утоми, різний ступінь стійкості до руйнування пластів у випадку багатопластових покладів та ін.

Технологічний режим роботи свердловини, встановлений з врахуванням того чи іншого визначального фактору чи групи факторів, змінюється в процесі розробки родовища. Зміна технологічного режиму зумовлюється зміною того фактору, за яким був встановлений да­ний режим, або виникненням і впливом нових факторів на даному етапі розробки, які з так званих пасивних переходять в активні.

На вибір технологічного режиму можна активно впливати застосуванням методів інтенсифікації роботи газових свердловин. До них належать кріплення порід у привибійній зоні пласта піщано-цементною сумішшю, смолами, пластмасами і обладнання вибою свердловин фільтрами в нестійких колекторах, установка цементних мостів і штучних екранів при наявності підошовної води, кислотні обробки та ін. з метою збільшення проникності порід і залучення до дренування всього продуктивного розрізу, застосування інгібіторів корозії, гідратоутворення, солевідкладення і методів інтенсифікації виносу рідини з газових свердловин при наявності ускладнень в їх роботі та ін.

Етапи проектування розробки родовищ природних газів. Залежно від підготовленості родовища до розробки і ступеня його виснаження розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ), промислової розробки і дорозробки. Відповідно до названих періодів виділяють три етапи в проектуванні розробки родовищ природних газів: складання проектів ДПЕ, промислової розробки і дорозробки. Вказані проектні документи складають­ся науково-дослідними організаціями і затверджуються Міністерством або органом, який його замінює.

Лекція № 4.