 |
Разработка газоконденсатных месторождений
|
|
|
|
Залежи газа, в которых содержатся растворенные в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.
Содержание конденсата (жидкие углеводороды) в газе газоконденсатных месторождений зависит от состава газа, пластового давления и температуры. Содержание конденсата в газе колеблется в основном от 50-700 см3/м3.
Обычно до глубин 1600 м жидкие углеводороды полностью растворены в газе, т.е. углеводороды в смеси находятся в однофазном состоянии. Тяжелые углеводороды полностью растворены в легких газообразных углеводородах. После начала разработки газоконденсатного месторождения пластовое давление в нем начинает подать и из газа начинает выпадать конденсат.
Давление, при котором из газа начинает выделяться конденсат, называется давлением начала конденсации.
Выпадение тяжелых углеводородов (конденсата) в пласте начинается, когда давление становится ниже давления насыщения.
Разработка газоконденсатного месторождения может осуществляться в режиме истощения или с поддержанием пластового давления.
На истощение газоконденсатные месторождения разрабатываются при небольшом содержании конденсата в газе, когда применение методов поддержания пластового давления, по соображениям экономики, не целесообразно. Затраты не окупаются дополнительным извлечением конденсата. При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластового давления закачкой воды или сухого газа необходимо более тщательное изучение геологического строения газоконденсатной залежи коллекторских свойств пласта по всему разрезу, состояния водонапорной системы и т.д. Особенно необходимо хорошо знать проницаемость пласта с целью определения приемистости его по воде и сухому газу.
|
|
|
При снижении пластового давления часть конденсата впитывается породой пласта, большая часть которого может остаться в пласте безвозвратно.
Коэффициент конденсатоотдачи зависит от коэффициента газоотдачи. При содержании конденсата более 160 г/м3 (начальный период разработки) чаще всего газоконденсатные месторождения разрабатывают при забойных давлениях в скважинах, выше давления начала конденсации, за счет поддержания пластового давления закачкой сухого газа в пласт. Эффективность закачки сухого газа в пласт во многом зависит от запасов газа, конденсата, числа добывающих и нагнетательных скважин и их расположения по площади залежи. Часто закачка сухого газа осуществляется по схеме кругового оборота. Газ вместе с конденсатом из скважины поступает на поверхности в конденсатную установку, в которой при соответствующем давлении и температуре выпадают (выделяются) жидкие углеводороды.
Затем очищенный сухой газ сжимается в компрессорах на 15-20% превышающего давления в скважине, и под этим давлением через нагнетательные скважины обратно нагнетается в пласт.
Этот метод позволяет получить наибольший коэффициент конденсатоотдачи пласта. Однако этот метод имеет существенные недостатки. Для закачки газа требуется строить дорогостоящее компрессорное хозяйство. В компрессорах сжигается большое количество газа. Участвующий в кругообороте сухой газ консервируется, что отрицательно сказывается на показателях процесса.
Ученые и производственники считают, что негативные последствия могут быть компенсированы за счет применения для поддержания пластового давления не газа газоконденсатного месторождения, а неуглеводородных газов, таких как СО2, азот, дымовые газы. При использовании неуглеродных газов сокращается ущерб от консервации части запасов газа, увеличивается конечный коэффициент конденсатоизвлечения. Свойства азота логичны свойствам метана. Азот, извлекаемый из воздуха, сегодня в несколько раз дешевле стоимости природного газа. При сжигании 1 м3 метана образуется более 10 м3 дымовых газом. В этой связи в пласт можно закачать не 1 м3 сухого газа, а 10 выхлопных газов. В настоящее время ни на одном газоконденсатном месторождении не осуществляется поддержание пластового давления закачкой воды. Однако уже достаточно большая работа проведена учеными по эффективному использованию заводнения при разработке газоконденсатных месторождений в т.ч. и загущенной воды полиакриламидами и т.д.
|
|
|
Стадии разработки залежи
Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:
I стадия - нарастающая добыча нефти;
II стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и его стабилизация;
III стадия - падающая добыча нефти;
IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.
На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4-5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения различных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости бурят резервные скважины. Применяются также меры по увеличению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению бездействующего фонда скважин. Важное место занимает проведение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных скважинах и т.д.
|
|
|
 |
III стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами, что и на II стадии. С учетом большей изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется включению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой резке, обработке скважин оксидатом и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пластовых вод. Скорость обводнения эксплуатационных скважин при разработке нефтяных залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды:
Промысловыми исследованиями установлено, что (при условии равномерной проницаемости продуктивного пласта) если μ0 < 3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если μ0 > 3 - происходит преждевременное опережающее продвижение воды к забою эксплуатационных скважин и быстрое обводнение скважин. В этой связи проводят работы по снижению значения μ0 за счет загущения закачиваемой воды в пласт полиакриламидом или биополимером. На I – II – III стадиях разработки планируется отбор основных запасов нефти (80-90% от извлекаемых запасов).
IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.
В конце III и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти).
Сроки и объемы добычи каждой стадии определяютсяв технологической схеме разработки месторождения.
Глава XIII
|
|
|
