При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определённый момент собственного давления становится недостаточно для подачи газа потребителю (магистральный газопровод МГ, ТЭЦ и т.д.) с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС), предназначенных для следующих целей:

1) Сжатия газа до необходимого давления. При подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа. В процессе транспортировки газа на химические комбинаты, ТЭЦ, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0,5 до 1,7 МПа. При работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа.

2) Увеличения газоотдачи пласта понижением давления на всём пути движения газа из пласта до приёмного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать 50 – 60 % начальных запасов газа, в комрессорный период эксплуатации – ещё 20 – 30 %.

3) Увеличения дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии.

4) Улучшения технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяжённости или МГ небольшой длины.

Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.

1. ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ И ГАЗОГИДРАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ.

Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.

Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности: равномерное по квадратной или треугольной сетке, батарейное; линейное по “цепочке”; в сводовой части залежи; неравномерное.

Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Таким образом, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.

Недостаток равномерной системы расположения скважин - увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.

Наблюдательные скважины (примерно 10 % эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные - также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные - в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 - 1200 м, а между добывающими 400 - 800 м.

Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.