Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие угле­водороды, называются газоконденсатными.

Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке газоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая

фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержанием давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давлении и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20 % превышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением через нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90 % конденсата.

Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддер­жания пластового давления, то на первой стадии их разработки следует ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было нечниже давле­ния максимальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может достигать 75 %.

§ 10. Особенности проектирования систем разработки нефтяных, и газовых залежей и требования к изученности £__, их геологической основы

У нас в стране применяется двухстадийное проектирование разработки (М. И. Максимов, 1975 г.). Выбор системы разработки осуществляется при составлении технологической схемы разра­ботки исходя из геологических и технико-экономических показа­телей, полученных несколькими вариантами расчетным путем. Так как технологическая схема составляется по данным лишь разведочных скважин, не исключено, что в процессе разбуривания добывающими и нагнетательными скважинами может существенно измениться первоначальное представление о строении продуктив­ного пласта. Поэтому с учетом данных первого периода эксплу­атации составляется комплексный проект разработки.

Задача технологической схемы состоит в том, чтобы по данным разведочных работ и опытной эксплуатации наметить схему раз­работки, местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин, определить уровень отборов, а также основные техно­логические показатели разработки по годам (изменение фонда скважин, добыча нефти, газа, конденсата, воды и др.).

Для крупных нефтяных месторождений, содержащих не­сколько объектов или один крупный с предполагаемым разделе­нием его на несколько площадей разработки, первоначально составляется генеральная (принципиальная) схема разработки. Для составления генеральной схемы разработки многопластового месторождения необходимо наиболее полно изучить основной базисный горизонт. По этому горизонту обязательно проведение опытной эксплуатации, а по остальным продуктивным горизон­там — установление их промышленной ценности.

Для составления геологической части проекта разработки необходимо достоверное знание формы и размеров залежи, поло-

жения контактов, изменения мощности, коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов, свойств нефти и газа и сопутствующих компонентов, продуктивности горизонтов по данным эксплуатации, режима работы залежи и гидрогеологи­ческих условий. На основе этих данных устанавливаются уровень добычи по годам и объем работ и капиталовложений на обустрой­ство промыслов.

В связи с тем, что основной объем информации в процессе эксплуатационного разбуривания постоянно меняется, особенно на залежах с резкой геологической неоднородностью, необходимо постоянно уточнять геологическое строение продуктивного пласта путем учета новых данных о мощности и коллекторских свойствах пласта, нефтегазонасыщенности и других параметрах и путем проведения гидропрослушивания. Это позволит постоянно вносить в принятый проект уточнения, которые иногда могут оказаться столь существенными, что потребуют внесения изменений в си­стему разработки: разукрупнения объектов, изменения плотности сетки скважин, применения очагового заводнения и т. п.

ГЛАВА VI

Дата добавления: 2014-11-16