Розро́бка га́зових родо́вищ — комплекс робіт з вилучення природного газу з пласта-колектора.

Передбачає розміщення на площі газоносності за певною системою необхідного числа експлуатаційних, спостережних, п'єзометричних свердловин, дотримування порядку введення їх в експлуатацію і підтримування допустимих технологічних режимів експлуатації свердловин.

Природний газ на поверхні зазнає промислової обробки. Система Р. г. р. повинна забезпечити заданий рівень видобутку газу і цільових компонентів з оптимальними техніко-економічними показниками і коеф. газовіддачі при дотриманні умов охорони надр і довкілля.

Основні періоди розробки газових і газоконденсатних родовищ

При розробці газових і газоконденсатних родовищ прийнято виділяти такі періоди видобутку газу: наростаючий, постійний і спадний (рис. 1).

Період наростаючого видобутку газу характеризується розбурювання і облаштуванням родовища.

У період постійного видобутку, що триває до економічної недоцільності добурювання свердловин і нарощування потужностей дотискних компресорних станцій, видобуваються основні запаси газу родовища (близько 60 % запасів і більше).

Період зменшення видобутку характеризується постійним у разі газового режиму числом експлуатаційних свердловин і його скороченням внаслідок обводнення при водонапірному режимі покладу. У деяких випадках число експлуатаційних свердловин у період зменшення видобутку може зростати за рахунок їх добурювання для виконання запланованих об'ємів видобутку газу або для розробки виявлених «ціликів» обійденого пластовою водою газу.

Періоди наростаючого, постійного і падаючого видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються сотнями млрд м3. У процесі розробки середніх за запасами родовищ газу період постійного видобутку газу часто відсутній. При розробці незначних за запасами газових і газоконденсатних родовищ можуть бути відсутні як період наростаючого, так і період постійного видобутку газу.

З точки зору технології видобутку газу виділяються період безкомпресорної і період компресорної експлуатації покладу. Перехід від безкомпресорної до компресорної експлуатації визначається техніко-економічними показниками й заданим темпом відбору газу. З точки зору підготовленості родовищ до розробки і ступеня його виснаження розрізняють періоди: дослідно-промислової експлуатації, промислової експлуатації і період дорозробки.

При дослідно-промисловій експлуатації родовища поряд з постачанням газу споживачеві проводиться його дорозвідка з метою отримання уточнених даних, необхідних для складання проєкту розробки. Тривалість дослідно-промислової експлуатації родовищ при-родних газів, як правило, не перевищує трьох — чотирьох років.

У процесі розробки газоконденсатних родовищ, крім перерахо-ваних вище, можна виділити періоди розробки без підтримання пластового тиску й розробки з підтриманням пластового тиску. Період розробки без підтримання пластового тиску триває до тих пір, поки середньозважений за об'ємом газоконденсатного покладу пластовий тиск не зрівняється з тиском початку конденсації даного покладу.

При застосуванні сайклінг-процесу (закачування в пласт сухого газу, видобутого з того ж покладу, з метою підтримання пластового тиску на рівні тиску початку конденсації) слід виділяти період консервації запасів газу, в процесі якого основним продуктом, що видобувається є конденсат.

У кожен період застосовується своя система розробки газового покладу. У технологічному значенні цього поняття — це комплекс технічних заходів з управління процесом руху газу, конденсату і води в пласті.

Управління процесом руху газу, конденсату й води в пласті здійснюється за допомогою наступних технічні заходів:

– певного розміщення розрахованого числа експлуатаційних, нагнітальних і спостережних свердловин на структурі та площі газоносності;

– встановлення технологічного режиму експлуатації свердловин;

– розрахованого порядку введення свердловин у експлуатацію;

– підтримання балансу пластової енергії.

Розробка багатопластових газових родовищ

Експлуатувати багатопластові родовища можна окремо свердловинами, пробуреними на кожен горизонт, і свердловинами, які розкрили всі продуктивні горизонти. При роздільній експлуатації для економії числа свердловин часто здійснюють експлуатацію за допомогою роз'єднувачів (пакерів). У цьому випадку газ із нижнього горизонту надходить у фонтанні труби, а з верхнього горизонту ‒ у затрубний простір.

Багатопластові родовища можна розробляти різними системами: 1. Спочатку розробляють верхні горизонти, а в подальшому ‒ більш глибокі. Цю систему розробки, звану «зверху‒вниз», застосовують тоді, коли запаси верхніх горизонтів і пластові тиски достатні для забезпечення споживачів газом, а буріння нижніх горизонтів пов'язано зі значними капіталовкладеннями, технічними труднощами і приріст видобутку з останніх очікується незначний. При цьому слід намагатись використовувати експлуатаційні свердловини верхнього горизонту для подальшого добурювання їх на нижні. Іноді для другого виду багатопластових родовищ при наявності надтиску, тобто коли тиск у верхніх пластах вищий гідростатичного, а в нижніх пластах наближається до гідростатичного, може бути також застосована часткова система розробки «зверху‒вниз». У таких родовищах зазвичай утруднена проходка свердловин, так як потрібне обважнення промивальної рідини баритом або гематитом з метою запобігання викидів при розкритті верхніх горизонтів. Подальше розкриття нижніх горизонтів цією ж рідиною може призвести до значного поглинання промивальної рідини і забруднення привибійної зони. У результаті різко погіршиться продуктивна характеристика і зменшаться робочі дебіти в свердловинах, пробурених на нижні горизонти. У цьому випадку доцільно іноді починати експлуатацію верхніх горизонтів до зниження в них тиску до гідростатичного. Це дозволить розбурити нижні горизонти без ускладнень і приступити до розробки пласта без спуску додаткової проміжної обсадної колони. 2. Спочатку розробляють нижні горизонти, а потім верхні. Цю систему, звану «знизу‒вгору», застосовують зазвичай для першого виду багатопластових родовищ, тобто коли запаси газу в нижніх горизонтах значно перевищують запаси верхніх горизонтів, а тиск у верхніх горизонтах недостатній для забезпечення безкомпресорної подачі газу споживачам. Крім того, цю систему розробки можна застосовувати для зниження тиску в нижніх горизонтах до тиску, що відрізняється від верхнього на вагу стовпа газу, тобто коли родовище першого виду слід перетворити на другий. Після цього можна одночасно експлуатувати верхні і нижні горизонти, що дозволяє виключити перетікання газу з нижчих горизонтів у вищезплеглі при подальшій їх розробці. При розробці по системі «знизу‒вгору» свердловинами, які спочатку експлуатували нижні пласти, після цементування в них низу колони і подальшої перфорації або після установки пакерів можна також експлуатувати верхні горизонти. 3. Одночасна система розробки верхніх і нижніх горизонтів може бути здійснена як роздільною експлуатацією свердловин з кожного горизонту, так і спільною експлуатацією із застосуванням пакерів або без них в одній свердловині. Ця система дозволяє отримати необхідну кількість газу з найменшим числом свердловин. Розробка свердловинами всіх горизонтів найбільш зручна для родовищ другого виду. Систему експлуатації ряду горизонтів в одній свердловині можна застосовувати тоді коли склад газу у різних горизонтах не відрізняється за вмістом сірководню і коли міцність порід та їх колекторські властивості також приблизно однакові, що не призводить до різкої відмінності гранично допустимих депресій в окремих горизонтах і виходу з ладу більшості свердловин внаслідок швидкого обводнення одного з горизонтів.

При експлуатації в одній свердловині одночасно декількох горизонтів родовищ, коли тиски відрізняються між собою на тиск гідростатичного стовпа води, може виникнути перетікання газу з одних горизонтів в інші. При зупинці свердловини також буде спостерігатися перетікання газу. Тому при експлуатації без розділення ряду горизонтів в одній свердловині з метою отримання найбільшого дебіту необхідно враховувати всі фактори в даних конкретних умовах. Одночасна розробка з пакерами або окремими свердловинами дозволяє широко використовувати ежекцію газу для підвищення тиску газу, отриманого з пластів з низьким тиском.

Вибір системи розробки залежить від багатьох факторів: тиску, запасів газу, параметрів пласта, просування вод і допустимих робочих дебітів з окремих горизонтів, а також від складу газу. Якщо в одних пластах міститься в газі сірководень, а в інших він відсутній, то для транспортування газу з сірководнем і без нього потрібні окремі газозбірні мережі. Якщо в верхніх пластах міститься сухий газ, а в нижніх значна кількість конденсату, то умови експлуатації кожного горизонту будуть різними.

Вибір системи розробки визначається, виходячи з техніко-економічних показників з урахуванням потреби в газі даного району. Для вирішення завдання розробки групи газових родовищ або багатопластових родовищ доводиться будувати електричні та гідродинамічні моделі, використовувати сучасну обчислювальну техніку. У даній постановці після встановлення відборів газу у окремих покладах, періодів наростаючого, постійного й падаючого видобутку приступають до вибору оптимального варіанту розробки шляхом проведення відповідних гідро-, газо- і термодинамічних розрахунків та аналізу отриманих результатів.

Особливості розробки газових і газоконденсатних родовищ

На початку ХХІ ст. в Україні багато газових і газоконденсатних родовищ розробляються на режимі виснаження, що обумовлює:

– низькі коефіцієнти конденсатовіддачі через ретроградні втрати конденсату в пластах;

– великі витрати на підготовку газу до дальнього транспортування через необхідність будівництва дотискних компресорних станцій (ДКС); обмеженість періоду постійного видобутку газу.

Втрати конденсату при газовому режимі розробки збільшуються із збільшенням його початкового вмісту (понад 100 см3/м3) і густини. За інших рівних умов коефіцієнт конденсатовіддачі Кk зростає при збільшенні відмінності між початковим пластовим тиском і тиском початку конденсації, а також при підвищених температурах у пластах. Однак і за найбільш сприятливих умов в більшості випадків Кk ≤ 60 %. Проявлення природного пружноводонапірного режиму при ви-бірковому заводнюванні призводить до збільшення втрат конденсату. Експлуатація газоконденсатних родовищ у режимі виснаження обумовлює й інші недоліки.

Коефіцієнт газовіддачі при експлуатації родовищ у режимі виснаження істотно залежить від геологічних особливостей родовищ, і перш за все від активності контурних вод, а також від економіко-географічних факторів. Досвід експлуатації газових родовищ у США показує, що середній коефіцієнт газовіддачі Кг при газовому режимі розробки дорівнює 0,85. Слід зазначити, що ці дані отримані для дрібних родовищ, розташованих поблизу споживача, і тому вони близькі до граничних. З факторів, що впливають на Кг, особливо слід відзначити віддаленість родовища від споживача, що обумовлює тиск закидання.

В умовах проявлення водонапірного режиму коефіцієнт газовіддачі, як правило, знижується: мінімальні значення його в гранулярних пластах можуть скласти близько 0,45. Існують родовища з активною водонапірною системою, в яких кінцеві значення Кг знаходяться на рівні 0,5 (родовища в Росії, Краснодарський край, Волгоградська область) або близькі до нього. Разом з тим є родовища, на яких при прояві пружноводонапірного режиму, отримані або плануються значення Кг на рівні 0,8 і вищі. У пластах з вторинною пористістю, і перш за все в тріщинуватих, Кг в середньому нижчий.