 |
Системы и особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей.
|
|
|
|
Н е ф т е г а з о ко н д е н с а т н ые м е с т о р о ж д е н и я - нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содержится значительное количество жирного газа-конденсата, представляющего собой в основном смесь углеводородов С3 - С8, а также более тяжелых газов. Считается, что если в 1 м3 газа, находящегося в естественной газовой шапке, содержится 150-200 г конденсата или менее при стандартных условиях, то такое месторождение относят к нефтегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке на уровне 200 г на 1 м3 газа месторождение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свыше 600 г на один кубометр считается высоким.
Условно принимают, что если 80-90 % углеводородов содержится в природных условиях в газе, а остальная часть в жидкой фазе, т.е. в нефти, то такое месторождение считают газовым или газоконденсатным. При большем содержании углеводородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазовым или к нефтегазоконденсатным.
Р а з р а б о т к а н е ф т е г а з о к о н д е н с а т н о г о м е с т о р о ж д е н и я. Пусть имеем однопластовое месторождение (рис. 100), приуроченное к антиклинальной складке. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за водонефтяным контактом, так что месторождение можно считать замкнутым. В условиях природного залегания месторождение имеет первичную газовую шапку, в газе которой содержится большое количество конденсата. Кроме того, значительное количество углеводородов С3 -С8, т.е. по сути дела конденсата, имеется и в нефти в растворенном состоянии.
Рис. 100. Разрез нефтегазоконденсатного месторождения:
1 - добывающие скважины; 2 - нефтяная часть месторождения; 3 - газоконденсатная часть месторождения (первичная газовая шапка)
|
|
|
Рассматриваемое месторождение можно считать месторождением легкой нефти с газоконденсатной шапкой. Однако для краткости будем называть его нефтегазоконденсатным.
Приток газа и нефти к скважинам можно определять по формулам напорной или безнапорной радиальной фильтрации. Однако разработку месторождения в целом рассмотрим с использованием общих фазовых соотношений и формул многокомпонентного материального баланса.
Прежде всего разобьем углеводородный состав месторождения на три группы: газ, в который входит в основном метан; конденсат, состоящий главным образом из углеводородов C3 - C9, и нефть, содержащую углеводороды С10 и выше.
Газ как компонент будем помечать индексом 1, конденсат -индексом 2 и соответственно нефть - индексом 3. Первый и второй компоненты находятся как в газовой фазе, так и в жидкой. Содержанием нефти в газе будем пренебрегать. Отсюда имеем следующие соотношения:
(V.9)
N1 = G1 + Lv N2 = G2 + L2; N3 = L3,
где N1, N2, N3 - общие массы компонентов в месторождении в целом; G1, G2 и L1, L2, L3 - массы компонентов соответственно в газовой и жидкой фазах.
Будем считать, что второй компонент, т.е. конденсат, неогра-ничено растворяется в третьем, т.е. в нефти, первый же компонент - газ - растворяется в третьем компоненте по закону Генри. Таким образом
L / L3 _ ар.
Как и в гл. III, имеем соотношение для суммы объемов компонентов в жидкой фазе в виде
L / PlK + L2 / Р2к + L3/p3 _ \Von-
где s - средняя насыщенность пласта жидкими углеводородами Р1к, Р2к - кажущиеся плотности первого и второго компонентов, растворенных в третьем; р3 - плотность третьего компонента; Уоп - объем пласта, охваченный процессом разработки.
Процесс разработки месторождения будем считать изотермическим. Уравнение состояния реального газа применительно к рассматриваемому месторождению имеет вид
|
|
|
где р- среднее пластовое давление.
Рг атр
Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений при естественных режимах приводит к целому ряду трудностей, связанных главным образом с невозможностью достижения высокого темпа отбора нефти из пластов без резкого уплотнения сеток скважин, высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах, ограничением отбора газа из газовых шапок, выпадением конденсата в пористой среде пластов. Устранить эти трудности можно путем перехода на разработку месторождений с воздействием на пласт.
При разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений в основном используют следующие специальные системы разработки с воздействием на пласт:
1) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с законтурным заводнением;
2) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости с законтурным заводнением нефтяной части месторождения.
В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений можно применять также систему, предусматривающую сочетание барьерного заводнения с внутриконтурным заводнением нефтяной части месторождения и закачки газа
Рис. 105. Система разработки нефтегазового месторождения с сочетанием законтурного и барьерного заводнений:
1 - газонасыщенная часть месторождения; 2 - нефтяная оторочка; 3 - законтурные нагнетательные скважины;
4 - нефтедобывающие скважины; 5 -нагнетательные скважины барьерного заводнения; 6 - газодобывающие скважины; 7 - внутренний контур газоносности; 8 - внешний контур газоносности; 9 - внешний контур нефтеносности
На рис. 107 показана система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением трехрядной схемы расположения скважин на нефтенасыщенной его части с барьерным заводнением и однорядной схемы на газоконденсатной части месторождения. При вытеснении как нефти, так и газа вместе с конденсатом из пласта водой, т.е. при разработке путем заводнения нефтегазоконденсатного месторождения в целом, конечный коэффициент вытеснения газоконденсатной смеси водой пк1 достигает порядка 0,75.
Лабораторные опыты показывают, что вытеснение газоконденсатной смеси водой происходит почти поршневым образом, так что в заводненной области пласта остается практически неподвижный защемленный газ вместе с конденсатом, который трудно извлечь из пласта после заводнения. Известно, что га-зоотдача во время разработки газовых месторождений на режиме истощения достигает 0,92-0,95. Газоотдача же при разработке газоконденсатных месторождений на этом режиме составляет
|
|
|
Рис. 107. Система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с внутриконтурным заводнением нефтяной и газоконденсатной частей:
1 - внешний контур нефтеносности; 2 - нагнетательные скважины внутрикон-турного заводнения нефтяной части; 3 - нефтедобывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения газоконденсатной части; 5 - внешний контур газоносности; 6 - элемент системы разработки газоконденсатной части; 7 - газодобывающие скважины
примерно указанную выше величину. Однако при этом вместе с газом из пласта извлекается только до 45-50 % конденсата от его первоначального содержания в газе.
ГОРНЫЙ ОТВОД (а. mine take; н. Bergkonzession, Berglehen, ф. champ de mine, champ d'exploitation, соncession miniere; и. соncesion minera) — часть недр, предоставляемая в пользование предприятию, организации или учреждению для разработки месторождения полезных ископаемых.
Горный отвод предоставляется тем предприятиям, организациям, учреждениям, в задачи которых (согласно их уставам, положениям или постановлениям вышестоящих органов) входит добыча полезных ископаемых. На выделенном участке недр разрешается добыча только тех полезных ископаемых, которые указаны в горном отводе. Если в одном участке недр расположены месторождения различных ископаемых, то на разработку каждого из них могут быть выданы самостоятельные горные отводы. Выдаётся горный отвод, как правило, таким образом, чтобы одно предприятие (организация, учреждение) получило в пользование всё месторождение. Только в исключительных случаях разрабатывать одно месторождение могут несколько пользователей при условии взаимного согласования проектов горнодобывающих предприятий и планов развития горных работ. Изменение границ горного отвода производится в порядке, установленном для предоставления нового горного отвода. Разработка месторождений за пределами горного отвода запрещается. Получение горного отвода не даёт права на пользование земельным участком, но является основанием для возбуждения ходатайства об отводе земли. Порядок выдачи горного отвода зависит от вида полезных ископаемых. Предоставление горного отвода для разработки месторождений общераспространённых ископаемых (глины, песок, другие местные строительные материалы, список которых устанавливает Госгортехнадзор CCCP) производится райисполкомами (в Эстонской CCP для месторождений республиканского значения — по согласованию с органами Госгортехнадзора CCCP), для месторождений других ископаемых — органами Госгортехнадзора CCCP. Горный отвод оформляется горноотводным актом. Горный отвод для добычи общераспространённых ископаемых подлежит регистрации в органах Госгортехнадзора CCCP. При консервации на срок более 5 лет или ликвидации горнодобывающего предприятия горноотводный акт подлежит возвращению выдавшему его органу. Лицензия на месторождение – это такое вид разрешения, который позволяет её держателю работать на том или ином месторождении. Та сторона, которая выдает лицензию, называется лицензиар, а та сторона, которая получает данную лицензию – лицензиат. Процедура выдачи таких специальных лицензий называется процессом лицензирования. В каждой лицензии на месторождение определены условия, соблюдение которых определяет действие лицензии. При их несоблюдении такая лицензия может быть изъята у лицензиата.
|
|
|
|
|
|
