50. Розробка газоконденсатних родовищ .

Газоконденсатні родовища - це родовища, які залягають на глибинах більше 1500 м, і характеризуються тим, що вуглеводневі суміші в них перебувають в однофазному і рідше – в двофазному стані. В газоконденсатних покладах в газоподібному стані можуть перебувати навіть висококиплячі вуглеводи з температурою кипіння 300-400°С.

При розробці газоконденсатного родовища, при зниженні тиску в ньому, з газу починає виділятися конденсат. В першу чергу конденсуються найважчі компоненти, а потім все легші. Тиск, при якому випадає найбільша кількість конденсату, називається тиском максимальної конденсації.

Перш ніж складати проект розробки газоконденсатного родовища, необхідно його добре вивчити, випробовуючи розвідувальні свердловини, та провести дослідницькі роботи визначаючи:

1) кількість виділеного конденсату при різних тисках і температурах;

2) тиск початку та максимальної конденсації для даного температурного режиму;

3) склад конденсату при різних режимах конденсації;

4) втрати конденсату в пласті при зниженні тиску і втрати із сухим газом після сепарації.

Після проведення необхідних досліджень та визначення в покладі запасів газу і конденсату вибирають метод розробки та експлуатації покладу; з підтриманням тиску, закачуючи в пласт газ, повітря або воду; без підтримання тиску, розробляючи поклад як газовий; можна прийняти проміжний варіант – зниження тиску в покладі до певної величини на першому етапі розробки і потім підтримання тиску на другому етапі.

Розробка і експлуатація газоконденсатних родовищ – це комплексне проведення двох взаємопов’язаних, але технологічно різних процесів – видобуток конденсатного газу та його переробка.

При дуже високому пластовому тискові розробку газоконденсатного родовища можна починати на режимі виснаження до того моменту, коли пластовий тиск наблизиться до тиску початку оберненої конденсації. Після цього в пласт необхідно закачувати сухий газ і завершувати розробку знову на режимі виснаження. Заключний процес розробки починається після прориву сухого газу до експлуатаційних свердловин і різкого зниження вмісту конденсату у видобувній продукції.

Кількість експлуатаційних свердловин для газоконденсатного покладу визначають, виходячи із сумарного видобутку конденсату і газу та встановленого середнього дебіта однієї свердловини. Останній визначають за даними досліджень. Він не повинен супроводжуватись надмірним падінням тиску в потоці газу, руйнуванням колектора, конденсацією і випаданням гідратів та інших ускладнень. Швидкість руху газу повинна забезпечувати винос утвореного конденсату на поверхню.

51.Нафтогазоконденсатовіддача пластів

В результаті експлуатації нафтових свердловин на поверхню видобуваються не всі запаси нафти, а тільки їх частина. Відношення видобутої з покладу кількості нафти до її початкових запасів називається коефіцієнтом нафтовіддачі або нафтовилучення. Коефіцієнт нафтовіддачі залежить від багатьох факторів: фізичних властивостей порід і пластових рідин, режиму роботи покладу, показників розробки родовища (сітки розміщення свердловин, темпу і порядку введення їх в експлуатацію, інтенсивності відбору рідин з пласта тощо), від ступеня охоплення покладу витісняючим нафту агентом та інше. Отже, коефіцієнти нафтовіддачі для родовищ з одним і тим же режимом можуть бути різними.

Найбільша нафтовіддача відмічається в умовах витіснення нафти водою.Вода має кращу відмиваючу і витісняючу здатність, ніж газ. Ефективніше проявляється енергія газу з газової шапки. При розширенні газ переміщується до вибою свердловин і спочатку відбувається ефективне поршневе витіснення нафти з пласта при порівняно невеликій його газонасиченості. Тому залежно від будови покладу в родовищах з газовою шапкою спостерігаються високі значення нафтовіддачі.

Висока в’язкість нафти порівняно з в’язкістю води приводить (сприяє) до зменшення нафтовіддачі.

Значний вплив на нафтовіддачу пластів виявляє велика питома поверхня порід. Нафта гідрофобізує поверхню твердої фази, і частину нафти, яка знаходиться в плівковому стані, можна видалити з пласта лишень використовуючи який-небудь метод впливу на пласт.

На основі експериментальних та статичних промислових даних вважають, що кінцеві коефіцієнти нафтовіддачі залежно від режимів роботи пласта можуть досягати таких значень:

водонапірний режим	0,5-0,8
пружний режим	0,2-0,5
газонапірний режим	0,4-0,5
режим розчиненого газу	0,15-0,3
гравітаційний режим	0,1-0,2.

Коефіцієнт газовіддачі газових та газоконденсатних пластів вищий, ніж коефіцієнт нафтовіддачі, з ряду причин. На відміну від нафти природні гази слабо взаємодіють з поверхнею пористого середовища, мають невелику в’язкість (в сто і більше разів меншу, ніж в’язкість легких нафт). Маючи велику пружність стиснений газ завжди має запас енергії, який необхідний для фільтрації в пористому середовищі, при цьому пластовий тиск у покладах зменшується до значень, близьких до атмосферного. Тому газовіддача газових покладів може досягати значень 0,9-0,95.

Один з факторів, які впливають на газовіддачу, – залишковий тиск в пласті на кінцевій стадії експлуатації.

Природно, що найбільшу газовіддачу газового пласта можна досягнути при зниженні пластового тиску до щонайменшого значення, при якому устьові тиски в свердловинах будуть близькими або навіть нижче атмосферного (відкачування газу із свердловини під вакуумом). Проте за цих умов дебіти свердловин стають низькими внаслідок невеликих перепадів тиску (р_пл – р_в).

Тому, виходячи з техніко-економічних міркувань, розробку газового покладу практично припиняють при тисках на усті свердловин більших за атмосферний. Кінцевий коефіцієнт газовіддачі при розрахунках приймають не більшим 0,7-0,8.