Геологические особенности разработки газовых месторождений

Шахтный способ разработки

Для шахтной разработки выбирают залежи вязких нефтей с небольшим количеством растворенного газа.

На практике получили применение две системы шахтной раз­работки: дренирование нефтяного пласта галереями, пройденными непосредственно по пласту, и скважинами, пробуренными из горизонтальных выработок, расположенных ниже подошвы неф­тяного пласта.

Первый способ осуществлен на нефтяном месторождении Пе-шельбронн (Эльзас). На этом месторождении нефть из пласта поступала в галереи по стенкам, кровле и подошве выработок, затем по канавкам стекала в зумпф шахты. Нефтеотдача после применения шахтной разработки повысилась с 0,17 до 0,60.

Второй способ шахтной разработки осуществлен на Ярегском месторождении в Коми АССР, где нефть из пласта дренируется при помощи сетки наклонных скважин, пробуренных из камер, расположенных на 30—35 м ниже подошвы нефтяного пласта. Камеры проходились со штреков. Нефть собирается в подземных емкостях, а затем откачивается на поверхность.

При второй системе значительно сокращается объем горных работ и во многом улучшаются условия труда нефтяников.

Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспреде­ляется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.

При размещении скважин необходимо учитывать режим за­лежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины реко-256

мендуется закладывать рядами параллельно контуру газонос­ности. В случае запечатанных залежей, а также массивных до­бывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пластах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.

Расстояния между скважинами при разработке газовых место­рождений применяются в СССР от 400 до 2500 м, а в США от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов должна проектироваться большая плотность добывающих сква­жин.

При разработке газовых залежей скважины обычно эксплу­атируют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возникает необходимость ограничения отбора, например при не­устойчивых породах пласта-коллектора, когда при больших от­борах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при наличии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспорти­ровки. При необходимости подачи газа в магистральные газо­проводы без компрессорных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4—5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно может быть значительно меньшим.

Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с про­мышленными запасами, следует производить после выработки нефти из оторочки.

В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной оторочки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта снижалось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется перемещение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи? По той же причине не рекомендуется до выработки основной части нефти добывать газ из газовых шапок.

Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки.

Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопро­тивления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов реко­мендуется больший диаметр скважин.

Дата добавления: 2014-11-16