Особливості проектування розробки родовищ природних газів

Системи розробки газових і газоконденсатних родовищ. Під системою розробки газо­вого чи газоконденсатного родовища розуміють сукупність взаємопов'язаних інженерних рішень, які включають виділення експлутаційних об'єктів, послідовність і темп їх розбурю-вання, застосування методів дії на пласти з метою збільшення їх газонафтоконденса-товіддачі, розміщення на площі газоносності та структурі необхідної кількості видобувних, спостережних, п'єзометричних і контрольних -(геофізичних) свердловин, порядок уведення їх в експлуатацію і підтримання певних, допустимих технологічних режимів роботи, уп­равління процесами руху газу, нафти, конденсату і води в пласті, застосування відповідної системи збору і промислової обробки свердловинної продукції, охорону надр і довкілля.

Розробка родовищ природного газу може здійснюватися тільки з використанням при­родної енергії (тиску газу і напору пластової води) чи з підтриманням пластового тиску. Си­стеми з підтриманням пластового тиску розрізняють за видом робочого агенту, схемою і послідовністю закачування його в пласт і рівнем підтримуваного пластового тиску.

На багатопластових родовищах з декількома експлуатаційними об'єктами можливі сис­теми одночасної (роздільної і спільно-роздільної) і послідовної (зверху вниз і знизу вверх) розробки окремих об'єктів.

Розрізняють також пасивні й активні системи розробки.Якщо на газовому чи газокон­денсатному родовищі експлуатуються тільки видобувні свердловини і не застосовуються ме­тоди впливу на фільтраційні процеси, то таку систему класифікують як пасивну. Пасивні системи в більшості випадків характеризуються низькими коефіцієнтами вуглеводневіддачі та невисоким народногосподарським

ефектом. Суть активних систем полягає в тому, що для кожного родовища виявляють фактори, які негативно впливають на процес його роз­робки. Далі розробку родовища організовують таким чином, щоб усунути чи зменшити не­гативний вплив окремих факторів або навіть використати їх для підвищення коефіцієнта вуглеводневіддачі. Крім систем розробки газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родо­вищ з підтриманням пластового тиску, до активних також належать технологія регулюван­ня просування пластової води в газові поклади в умовах природного водонапірного режиму, технологія забезпечення динамічної рівноваги газонафтового і водонафтового контактів при розробці нафтогазоконденсатних родовищ з підошовною водою, технологія попередження змикання тріщин і від'єднання від дренування щільних матриць породи в продуктивних пластах з підвищеною деформацією та ін.

У кожному конкретному випадку вибір раціональної системи розробки родовища при­родного газу і облаштування промислу проводиться на основі газогідродинамічних і техніко-економічних розрахунків.

Характерні періоди розробки газових і газоконденсатних родовищ. В теорії і практиці розробки родовищ природних газів залежно від зміни в часі темпів відбору газу виділяють три періоди: зростаючого видобутку газу, постійного видобутку газу або стабілізації відборів і спадаючого видобутку газу.

В перший період здійснюється інтенсивне розбурювання і облаштування родовища з ви­водом його на запланований рівень постійного видобутку газу. Він продовжується від 1—2 до 7—11 років (7 років —Північно-Ставропільське родовище, 11 років — Шебелинське ро­довище). За період зростаючого видобутку відбирається 15—25 % газу від початкових за­пасів.

В період постійного видобутку газу продовжується буріння нових свердло-вин і облашту­вання промислу. Він триває до тих пір, поки дальше розбурювання родовища чи нарощу­вання потужності компресорної станції стає економічно неви-гідним. На кінець періоду відбирається 60—70 % початкових запасів газу і більше.

Період спадаючого видобутку газу характеризується практично незмінним в часі чис­лом видобувних свердловин або деяким їх скороченням внаслідок обводнення чи ліквідації за технічними і геологічними причинами. Проте в окремих випадках можливе буріння но­вих свердловин для виконання запланованих об'ємів видобутку газу чи підключення в роз­робку окремих зон, які недостатньо дренуються. Даний період продовжується до досягнення мінімального рентабельного рівня відбору газу з родовища.

При розробці середніх за запасами родовищ газу часто відсутній період постійного видо­бутку газу, а для незначних за запасами газових і газоконденсатних родовищ можуть бути відсутні як період зростаючого, так і період постійного видобутку газу.

Залежно від умов подачі газу в газопровід виділяють періоди безкомпресорної і компре­сорної експлуатації. В початковий безкомпресорний період газ подається в магістральний газопровід і далі до першої проміжної компресорної станції під своїм власним тиском. Тепер для дальнего транспорту газу використовують труби великого діаметру, розраховані на ро­бочий тиск 5,5 або 7,5 МПа. Коли в процесі розробки родовища тиск на виході з промислу стає нижчим від робочого тиску в магістральному газопроводі (5,5 або 7,5 МПа), вводять в експлуатацію головну компресорну станцію і надалі дотискуючі компресорні станції. На­стає компресорний період експлуатації. Безкомпресорний і компресорний періоди характе­ризують період промислової розробки родовища. При зменшенні тиску на виході з промис­лу до 0,15—0,2 МПа подачу газу в магістральний газопровід у більшості випадків припиня­ють, і газ використовують на місцеві потреби. Цей період розробки родовища називають заключним.

 

Залежно від підготовленості родовища до розробки і ступеня його виснажен-ня розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації, промислової розробки і дорозроб-ки. В період дослідно-промислової експлуатації одночасно з подачею газу споживачеві про­водиться дорозвідка родовища, підрахунок запасів газу і підготовка вихідних даних для складання проекту розробки родовища. Тривалість періоду дослідно-промислової експлуа­тації родовища переважно не перевищує трьох-чотирьох років. В період промислової роз­робки родовища проводиться стабільне постачання конкретним споживачам газу та іншої продукції в заданих об'ємах. У цей період видобувається основна кількість газу. Період до-розробки родовища (заключний, завершальний) характеризується значною тривалістю, низькими дебітами свердловин, закономірним зменшенням в часі темпу відбору газу і рядом ускладнень в процесі експлуатації свердловин, що вимагає проведення додаткових геолого-технічних заходів для забезпечення їх стабільної роботи.

Для газоконденсатних родовищ виділяють періоди розробки на виснаження і з підтриманням пластового тиску. У випадку зворотньої закачки всього сухого газу в пласт період підтримання пластового тиску позначають як період консервації запасів газу. В да­ний період споживачеві подається тільки конденсат.

Розміщення свердловин на площі газоносності. 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. Геометричне рівномірне розміщення свердловин на площі газо­носності відповідає вказаній умові тільки при достатній однорідності пласта за колекторсь-кими властивостями. У випадку неоднорідних пластів для забезпечення однакового падіння тиску по площі газоносності необхідно, щоб підтримувалося співвідношення

= const, (7.1)

де — дебіт і-ї свердловини; , — коефіцієнт початкової газонасиченості і поровий об'єм пласта в зоні дренування і-ї свердловини; - газонасичений поровий об'єм, який дренується j-ю свердловиною.

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 геометричне 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 ут-ворюються місцеві воронки депресії. В результаті швидше уводиться в експлуата-цію дотискуюча комп­ресорна станція і скорочується період використання природ-ної 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 пе-реважно на невеликих за розмірами і запасами газу родовищах, для розробки яких достатньо декількох свердловин. Розміщення їх в центрі структури є найбільш раціональним.

На газових родовищах півночі Тюменської області застосовується кущове розміщення свердловин. Так, для розробки газоконденсатних покладів Ямбурзького родовища прийнято кущове розміщення свердловин по 2-16 свердловин в кущі з відстанню між свердловинами 40 м і між кущами — 3000 м. Свердловини похилі з відхиленням 1000—2500 м і розміщенням вибоїв по рівномірній квадратній сітці.Центральна частина Уренгойського ро­довища розбурена кущами свердловин по 3-5 свердловин в кущі. Відстань між свердлови­нами в кущі — 50—70 м і між кущами 1500—2000 м. Таке розміщення свердловин дик­тується поверхневими умовами. В зв'язку зі заболоченістю частини території промислу кон­центроване розміщення свердловин на порівняно невеликій площі прискорює освоєння родовища,значно скорочує капітальні вкладення в будівництво свердловин і систему облаш­тування родовища, створює умови для безгідратної експлуатації системи збору газу.

На практиці найбільш часто застосовується нерівномірне розміщення смерд-ловин 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 відбо-ри газу з моменту введення родовища в експлуа-тацію. Надалі, в міру вивчення будови родовища, сітка свердловин в периферійній зоні мо­же бути ущільнена.

Необхідно підкреслити, що на сітку розміщення свердловин впливають рель-єф місцевості, населені пункти, сільськогосподарські угіддя, наявність доріг і вод-них басейнів. Тому строго рівномірного розміщення свердловин на площі газонос-ності 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)х10⁹м³, для середніх родовищ — 0,9·10⁹ м³, для дрібних родовищ — 0,2·10⁹ м³.

Розглянуті системи розміщення свердловин на площі газоносності застосовують при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах газового режиму. Поширений по­гляд, що при водонапірному режимі для попередження передчасного обводнення свердло­вини слід розміщувати в центральній частині покладу. Згідно з рекомендаціями ВНДІгазу при водонапірному режимі відношення площі розбурювання до загальної площі газонос-

ності не повинно перевищувати 0,1—0,3 і тільки в окремих випадках досягати 0,5. Однак при цьому утворюється глибока депресійна воронка, що значно скорочує період безкомпре-сорної експлуатації родовища, а також погіршуються умови регулювання просування пла­стових вод.

З метою одержання високих значень коефіцієнта газовіддачі при водонапірному режимі необхідно так розміщувати свердловини на площі газоносності, щоб забезпечити дренуван­ня всього газонасиченого порового об'єму і регулювання просування пластових вод. Цим умовам найбільш відповідає нерівномірне розміщення свердловин зі згущенням в цент­ральній частині. Свердловини, розміщені в периферійній зоні, використовують як для видо­бутку газу, так в основному і для контролю за переміщенням газоводяного контакту. У міру обводнення їх переводять у видобувні з метою спільного відбору газу і води і тим самим регу­лювання просування пластових вод.

При розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску розміщення на структурі нагнітальних і видобувних свердловин залежить від типу робочого агента, що закачується з поверхні, геометричної форми родовища в плані, активності законтурної во­донапірної системи і колекторських властивостей пласта. Під час закачування в пласт газо­подібного робочого агента можливі такі схеми розміщення нагнітальних і видобувних сверд­ловин. 1.При значних кутах падіння пластів нагнітальні свердловини розміщують у вигляді батареї в купольній частині родовища, видобувні - також у вигляді батареї в пониженій, пе­риферійній частині структури. 2. У випадку активних пластових вод для попередження об­воднення видобувних свердловин їх розміщують в куполі структури, а нагнітальні свердло­вини - на периферії. З.При великих розмірах площі газоносності нагнітальні та видобувні свердловини розміщують рядами (батареями). 4. За малих кутів падіння пластів і відсутності активних пластових вод з метою підвищення коефіцієнта охоплення витісненням нагнітальні свердловини доцільно розміщувати на одному кінці структури, а видобувні - на протилежному. 5. При низькій проникності продуктивних відкладів застосо­вують площове розміщення нагнітальних і видобувних свердловин по п'яти- і семиточковій схемах.

Розміщення нагнітальних і видобувних свердловин на площі газоносності при закачу­ванні води в газоконденсатні пласти проводиться за аналогією з нафтовими родовищами. Можливі варіанти законтурного (приконтурного) заводнення, різні види середньоконтурно-го заводнення (блокове, склепінне, осередкове (локальне), площове та ін.), а також їх комбінації.

Крім видобувних і нагнітальних свердловин, в фонд газовидобувного підприємства входять також спостережні, контрольні (геофізичні), п'єзометричні та поглинальні свер­дловини.

Спостережні свердловини служать для контролю за зміною пластового тиску, конт­рольні (геофізичні) - для контролю за переміщенням газоводяного контакту по товщині та площі пласта -колектора.і зміною газонасиченості, поглинальні — для закачування підтоварних вод. П'єзометричні свердловини бурять за контуром газоносності, у водонаси-ченій частині пласта. В них проводять спостереження за зміною пластового тиску або рівня законтурної (підошовної) води і зміною вибійної температури. Для зменшення кількості свердловин на промислі спостережні та контрольні свердловини часто об'єднують в одну сітку, їх бурять в центрі кущів при батарейно-кущовому розміщенні свердловин, в зонах найменшої геологічної вивченості покладу і можливого просування пластових вод, біля тектонічних порушень, в окремих пластах при їх експлуатації єдиною сіткою свердло­вин. Поглинальні свердловини бурять в зоні кожної установки комплексної підготовки газу (УКПГ) чи використовують одну свердловину для декількох УКПГ. Загальна кількість спостережних, контрольних і п'єзометричних свердловин становить близько 10

% видобувних. На родовищах з запасами газу до 5 млрд.м³ спостережні та п'єзометричні свердловини не бурять.

Технологічні режими експлуатації свердловин. Під технологічним режимом експлуа­тації газових (газоконденсатних) свердловин розуміють підтримання на вибої (гирлі) зада­них умов зміни в часі тиску (дебіту), які забезпечують безаварійну⁷ 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 продуктив-них пластів, конструкції свердловин, умов підготовки і подачі газу споживачеві. Він встановлюється за результатами дослідження свердловин методом стаціонар-них режимів фільтрації з врахуванням геолого-промислової характеристики покла-ду 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 газозбору.

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 = = 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).

2. В слабозцементованих породах найбільш раціональним технологічним режимом з точки зору одержання максимальних відборів газу є режим постійного градієнта тиску на стінці свердловини

=С = const, (7.2)

де С = + /. ; =А/(2 ); =В/2 —для свердлови-ни, досконалої за ступенем і характером розкриття пласта; ; — для свердловини, недосконалої за ступе-нем і характером розкриття пласта; А, В — коефіцієнти фільтраційних опорів в рівнянні припливу газу до свердлови­ни; , — максима-льний дебіт газу і відповідний йому вибійний тиск, при яких колектор не руйнується; — радіус свердловини по долоту; — радіус зони дренування свердловини: — сумарна площа поверхні перфораційних каналів; — атмосферний тиск (0,1013 МПа); — коефіцієнт, який враховує звивистість порових каналів; — гу­стина газу при стандартних умовах; — в'язкість газу при вибійних тиску і температурі; К — коефіцієнт проникності привибійної зони пласта.

За результатами дослідження свердловини визначають і , а також обчислюють параметри і , за якими знаходять допустимий градієнт тиску на стінці свердло­вини С. Далі дебіт свердловини і вибійний тиск змінюють таким чином, щоб виконувалася умова (7.2).

Прифільтрації газу за законом Дарсі умова (7.2) відповідає підтриманню по-стійної максимально допустимої швидкості фільтрації газу на стінці свердловини.

3. У зв'язку з невизначеністю параметрів і , 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 пух­ких колекторах поширений режим максимально допустимої депресії на пласт = = const, де — середній пластовий тиск в зоні дренування свердловини в момент часу t.

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 = = const. 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 не обхід-них 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 = const.

6. При наявності в газі компонентів, які викликають корозію обладнання стовбура і гир­ла свердловини (СО₂, H₂S, 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 = const.. Згідно з результатами лабораторних і промислових досліджень, при швидкості газового потоку мен­ше 11 м/с лінійна швидкість корозії, обумовлена присутністю в газі СО₂, 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 викорис-тання природної енергії пластового газу необхідно забезпечити повний і безпере-рвний 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.З)

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 з навколишніми 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 газоконден-сатних родо­вищ в умовах газового режиму з метою максимізації коефіцієнтів газо- і конденсатовіддачі необхідно мінімізувати непродуктивні втрати тиску. Це дося-гається розподілом заданого відбору вуглеводневої суміші між окремими свердло-винами 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 розроб-ки 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 підго-товленості 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.

Проекти розробки можуть складатися як для родовища в цілому, так і для окремих по­кладів (експлуатаційних об'єктів).

Дослідно-промислова експлуатація переважно проводиться на газових і газо-конденсат­них родовищах, розміщених поблизу траси магістрального газопроводу чи споживача. При цьому родовище може вводитися в ДПЕ і без затвердження в ньому запасів газу.

Залежно від геологічної будови родовища, запасів газу та конденсату і складу пластово­го газу строк проведення ДПЕ може змінюватися від 2—3 до 5 років і більше, становлячи в середньому 3 роки. Основними завданнями ДПЕ є прискорене введення родовища в розроб­ку з одночасним уточненням геологічної будови продуктивних пластів, запасів газу та кон­денсату і встановленням характерних особливостей процесу видобутку і підготовки газу.

Проект ДПЕ складається на основі обмеженого обсягу геолого-промислової інформації, одержаної за результатами буріння і досліджень розвідувальних свердловин. В ньому наво­дяться характеристика геологічної будови родовища, оперативний підрахунок запасів газу і конденсату, результати всіх досліджень, які проводилися на родовищі, розглядаються різні розрахункові варіанти, даються рекомендації щодо розкриття продуктивних пластів,

інтенсифікації видобутку газу, конструкції та обладнання свердловин, збору та підготовки пластового газу, наводиться програма досліджень на період ДПЕ.

За результатами проведення ДПЕ підраховуються та документально затверджуються запаси газу і конденсату. На їх основі складається проект розробки родовища, який пере­дбачає видобуток основних запасів газу і конденсату. При реалізації проекту розробки про­водиться контроль за процесами, які відбуваються в пласті, експлуатацією свердловин, ро­ботою системи збору і промислової обробки газу та конденсату. Промислова інформація по­ступово нагромаджується та аналізується. На основі ії аналізу в проект розробки родовища за узгодженням з проектною організацією можуть вноситися доповнення і часткові зміни, які поліпшують умови видобутку газу, але принципово не змінюють затверджені проектні рішення. При необхідності внесення докорінних змін в затверджений проект розробки родо­вища, пов'язаних, наприклад, з невідповідністю фактичних і затверджених запасів газу, зміною умов розробки родовища, проектного відбору газу і т.п., складається уточнений про­ект розробки, який затверджується в установленому порядку.

На заключній стадії видобутку газу складається проект дорозробки родовища. В цей період газ переважно подається місцевим споживачам. Проект дорозробки повинен передбачати раціональне використання існуючого фонду свердловин, умови роботи яких в зв'язку з низь­кими дебітами газу ускладнені, для одержання максимальних значень коефіцієнта кінцевої га-зовіддачі. В окремих випадках, з метою збільшення ступеня виробки слабодренованих, як пра­вило, периферійних зон, можливе буріння нових видобувних свердловин.

При проектуванні розробки багатопластових родовищ виділяють експлуатаційні об'єкти. При об'єднанні в один об'єкт декількох покладів для розробки та експлуатації ок­ремою сіткою свердловин необхідно, щоб поклади мали близькі колекторські властивості пластів та ідентичний склад газу, характеризувались однаковими умовами розкриття бурінням пластів і технологічними режимами експлуатації свердловин, початкові пластові тиски в покладах відрізнялися не більш, ніж на тиск стовпа газу між ними, а в процесі роз­робки була забезпечена можливість регулювання переміщення пластової води (фронту ви­тиснення) по окремих пластах.

Газогідродинамічні розрахунки основних показників розробки родовища проводяться для різних варіантів. Розрахункові варіанти можуть відрізнятися кількістю експлуатаційних об'єктів і черговістю введення їх в розробку, величиною відбору газу з родовища та окремих експлуатаційних об'єктів, методом розробки газоконденсатного (нафтогазоконденсатного) родовища, розміщенням свердловин на площі газоносності, їх конструкцією і техно­логічними режимами експлуатації, системою облаштування промислу (числом і розміщенням групових пунктів, способами промислової обробки газу) і т.п.

Оптимальний варіант розробки родовища та облаштування промисла вибирається на основі техніко-економічних розрахунків.

Залежно від об'єму вихідної інформації і ступеня ії вірогідності використову-ються ті чи інші розрахункові методи. На початковому етапі проектування розроб-ки родовища, при складанні проекту ДПЕ, а деколи і проекту розробки застосову-ють наближені інженерні методи розра­хунку. Потім, в міру нагромадження даних, задачі розробки газового родовища розв'язують в більш строгій математичній постановці. В заключний період можуть застосовуватися методи прогнозування показників розробки родовища за фактичними даними, які використовують встановлені для конкретного родовища закономірності процесу видобутку газу.