Методи підвищення вуглеводне вилучення з газоконденсатних родовищ.

Класифікація і загальна характеристика методів підвищення з газових родовищ.

Всі відомі методи підвищення вуглеводне вилучення з газоконденсатного родовища грунтуютьсяна підтриманні в них пластового тиску різними робочими агентами, або видобутку конденсату, що випав в пласті.

Підтримання пластового тиску в газоконденсатних пластах може здійснюватись шляхом закачування рідких агентів і газу одночасно. Можливі насупні напрямки і варіанти закачки робочого агента в пласт:

1. в законтурну зону (приконтурну) зону пласта, в склепінну частину структури , а також в законтурнуі склепінну одночасно, або роззосереджено по всій площі газоносності.

2. При початковому пластовому тиску, або при після спадання на певну величину шляхом попереднього відбору частини газу в режимі виснаження пластового тиску.

3. У разі підтримки Р=const , або в умовах його безперервного спадання.

4. При однофазному стані вуглеводневої суміші або після випадання частини конденсату в пласті.

5. При локальній дії на пласт або всеосяжній дії на пласт.

6. При постійному або циклічному закачуванні в пласт витісню вального агенту.

7. При безперервному або періодичному підтриманні пластового тиску.

Підтримування пластового тиску (ппт) шляхом закачування сухого газу (сайкінг-процес)

Технологічна схема ППТ шляхом нагнітання сухого газу в пласт є наступною:

На газоконденсатному родовищі буриться сітка видобувних свердловин 1, через які видобувають пластовий «жирний» газ. Газ поступає на УКПГЗ, де відбувається виділення з нього вуглеводневого конденсату.

Конденсат в подальшому подають споживачеві або на переробну, а сухий газ закачується в пласт.

Сухий газ в пласті витісняє і заміщує жирний газ. Коли сухий газ починає поступати до видобувних свердловин, його закачування припиняють. При цьому нагнітальні свердловини переводять у видобувні і родовище розробляють, як чисто газове.

Процес розробки складається із 2-х основних етапів:

1. ППТ (стадія рециркуляції газу в пласті(час =4-11років)).

2. Розробка родовища на виснаження.

При впровадженні сайклінг-процесу можливі наступні схеми розміщення нагнітальних і видобувних свердловин:

1. Нагнітання здійснюється в центральну частину, а видобуток ведеться на периферії.

2. Видобуток в центральній частині, а нагнітання на периферії.

3. Я кщо родовище має витягнуту форму, то нагнітальні свердловини розміщують на одному кінці структури, а видобувні на протилежному.

4. Якщо родовище має великі розміри, то рядами свердловин розбивають родовище на блоки, а в їх середині розміщують видобувні свердловини.

5. Я кщо пласти мають низьку проникність, то застосовують пластове розміщення нагнітальних і видобувних свердловин за 5-ти і7-ми точковою схемою.

При впровадженні сайкінг-процесу коефіцієнт конденсатовилучення складає .

Основними причинами зменшення частки конденсату в пласті є:

• Всі породи, що складають продуктивні відклади є мікронеоднорідні, тобто мають пори різного діаметру і різного просторового розміщення. Тому при витіснені жирного газу сухим,жирний газ залишається в тупікових порах або у порах малого діаметру.

• Коефіцієнт охоплення витіснення жирного газу сухим складає 50-70%, так як не всі зони пласта охопленні витісненням, що пов’язано з неоднорідністю пластів і розміщенням свердловин.

З гідно патентам США з метою збільшення охоплення витіснення жирного газу сухим, запропоновано поміняти місцями видобувну і нагнітальну свердловину 5, а видобувні газу і 4 перевести в нагнітальні.

Сайкінг-процес-основний метод ППТ і збільшення конденсатовилучення в США і Канаді. Впроваджений на всіх родовищах з початковими запасами і початковим вмістом конденсату . Якщо запаси сухого газу є малими, то на етапі проектування шляхомтехнікоекономічного розрахунку проводять оцінку впровадження сайкінг-процесу і рішення щодо його впровадження.Незважаючи на переваги високогоко коефіцієнта конденсатовилученнясайкінг-процес має недоліки:

1. Великі капіталовкладення при бурінні нагнітальних свердловин, будівництво газопроводів і компресорних станцій.

2. Тривалий період розробки родовищ. Терміни розробки збільшуються на час рециркуляції газу впласті.

3. На час впровадження сайкінг-процесу з родовища осушують тільки вуглеводневий конденсат, а весь сухий газ повторно закачують у продуктивні пласти.

4. При впровадженні даного процесу збільшуються експлуатаційні витрати пов’язані із збільшенням терміну розробки родовища, необхідності обслуговувати більшої кількості свердловин.

Враховуючи такі недоліки на практиці запропоновані інші різновиди сайкінг- процесу.

Часткове ППТ в газоконденсатних родовищах шляхом зворотного нагнітання частини сухого газу.(частковий сайкінг-процес

Цей метод вперше впроваджувався в Канаді, суть його полягає в тому, що сухий газ закачується в пласт, а частина газу ( ) подається споживачам. Пластовий тиск не залишається сталим, а поступово знижується.

Ознака темпу його спадання є меншою ніж при розробці газоконденсатного родовища на виснаження, а при одному і тому ж темпі відбору газу, величина пластового тиску буде більшою, ніж при розробці на виснаження, але меншою ніж при певному сайкінг-процесу.

В порівнянні із повним, частковий має переваги:

1. З самого початку розробки родовища частина газу подається споживачам.

2. Менший термін розробки родовища.

3. Менші експлуатаційні витрати.

Недоліком використання часткового сайкінг-процесу є дещо нижчий коефіцієнт конденсатовилучення досить високим по таких параметрах.

1. При частковому сайкінг-процесу частина конденсату залишається в пласті при випаданні із вуглеводневого газу. Так як в пласт закачується свіжі порції газу, то части вилученого конденсату знову переходить в газову фазу.

2. Частково ППТ.

3. Збільшення коефіцієнта охоплення витіснення жирного газу сирим.

В умовах частковий сайкінг-процес пластовий тиск зменшиться. Мінімальний тиск буде в зоні витиіснення, тобто там де проходить витіснення жирного газу сухим. Внаслідок цього жирний газ перетікатиме в зону витіснення і захоплюватиметься сухим до свердловини.