Разработка газоконденсатных месторождений

Газоконденсатные месторождения характерны тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся в однофазном и реже – в двухфазном состоянии. В газоконденсатной залежи в газообразном состоянии могут находиться даже высококипящие углеводороды с Тк = 300 - 400 ⁰С. В определенном диапазоне температур и давлений этим углеводородным смесям свойственны явления обратной конденсации и испарения, т.е. по мере падения Рпл, при разработке ГКМ, из газа начинает выделяться конденсат и выпадать в пласте. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые углеводороды. Давление, при котором выпадает наибольшее количество конденсата – давление максимальной конденсации.

Таким образом, конденсат может выделяться из пластового газа как на поверхности, так и в пласте при снижении давления. При этом конденсат впитывается породой пласта и его значительная часть может остаться в пласте безвозвратно. Для предотвращения этого ГКМ должно разрабатываться с поддержанием Рпл. До составления проекта разработки ГКМ – необходимо провести испытание разведочных скважин и исследовательские работы по определению:

1. Количества выделяющегося из газа конденсата при различных Р и Т;

2. Давления начала и мах. конденсации для данного температурного режима;

3. Состава конденсата при различных режимах конденсации (исследований);

4. Потерь конденсата в пласте при снижении давления и потерь с сухим газом после сепарации.

После этого определяют уровень запасов газа и конденсата в залежи, выбирают метод разработки и эксплуатации залежи (поддержанием давления путем закачки газа, воздуха, воды или без, т.е. в режиме газовой шапки).

Выбор системы разработки газоконденсатного месторождения должен быть экономически обоснован, т.к. кроме бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин, строительства промысла, необходимо так же строительства и эксплуатации газоконденсатного завода и компрессорной станции высокого давления для обратной закачки сухого газа в пласт.

Число эксплуатационных скважин для газоконденсатной залежи определяют находя из суммарной добычи конденсата и газа и определения среднего дебита. 1-й скважины. Средний дебит (Qср.) одной скважины определяют по испытаниям разведочных скважин. Он не должен вызывать чрезмерного падения давления в потоке газа, конденсации и образовании гидратов (парафинов), разрушения коллектора и других осложнений. Скорость движения газа должна обеспечивать вынос образовавшегося конденсата на поверхность.

Тема 3. Способы эксплуатации скважин и методы увеличения

их производительности.

3.1. Назначение скважин. Бурение, вскрытие пласта и освоение

скважин.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, глубина которой много больше ее диаметра. С помощью скважин осуществляется добыча нефти, газа и газоконденсата из залежи, а так же закачка в пласт различных рабочих агентов (газ, воздух, вода).

По назначению скважины делятся на:

1. Поисковые – бурятся для обнаружения залежей.

2. Разведочные – бурятся для изучения свойств залежи, ее размеров, запасов и т.д.

3. Добывающие (эксплуатационные) – используемые для извлечения нефти, газа и газоконденсата.

4. Нагнетательные – пробуренные для закачки в продуктивные пласты воды, газа, пара и т.д.

5. Наблюдатетельные (контрольные) – для контроля над изменением Рпл. и положением ВНК, ГНК, ГВК в процессе разработки залежей УВ.

6. Специальные скважины:

- оценочные (для определения положение контура нефтегазоносности, определение нефтенасыщенности пласта);

- водозаборные (решают вопросы водоснабжения);

- поглощающие (сброс сточных вод в глубокозалегающие пласты, захоронение отходов);

- скважины, предназначенные для ликвидации открытых фонтанов;

- скважины ПХГ и т.д.

Строительство скважин (проводка) осуществляется при помощи бурения механическим способом за счет разрушения горных пород специальным инструментом – долотом.

Бурение скважин на нефть и газ осуществляется вращательным способом, т.е. разрушение горных пород происходит за счет вращения долота в нижней части колонны бурильных труб и нагрузки, создаваемой весом бурильной колонны.

Разбуренная горная порода (в виде обломков, крошки) называется шламом и удаляется с забоя скважин потоком бурового раствора.

Вращательное бурение может осуществляться роторным способом и турбинным способом т.е. при помощи турбобура или электробура.

Пробуренная скважина закрепляется колонной обсадных труб. Разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще осуществляется с помощью цементирования обсадной колонны. Цементный раствор под давлением закачивается в пространство между колонной обсадных труб и стенками скважины. После затвердевания цементного раствора цементный камень разобщает пласты.

Вскрытие продуктивного пласта. Под вскрытием продуктивного пласта понимается тот или иной способ установления гидравлической связи между скважиной и продуктивным пластом. В большинстве случаев для создания гидравлической связи ствола скважины с продуктивным пластом используется перфорация, т.к. большинство нефтяных и газовых скважин перекрываются обсадной колонной до забоя и цементируются на всю глубину, включая и интервал продуктивного пласта. Наиболее широко в практике применяются пулевые и кумулятивные перфораторы.

Следующей за вскрытием (и перфорацией) стадией подготовки скважины к эксплуатации является ее освоение, т.е. вызов притока нефти, газа или газоконденсата из пласта. Вызов притока пластовой жидкости или газа в скважину осуществляется путем снижения гидростатического давления столба промывочного раствора в стволе скважины. Методы этого снижения могут быть самыми различными. Например, буровой раствор может быть последовательно заменён на техническую воду, нефть или газожидкостную смесь. Освоение скважины может производиться методом снижения уровня путём её отбора. Часто применяется компрессорный способ вызова притока, когда в затрубное пространство от компрессора закачивается воздух или газ, который вытесняет жидкость в НКТ и далее на поверхность.

После вызова притока производят работы по продувке и циклической отработке скважины с целью ее самоочищения от остатков бурового раствора, цементной крошки и т.д. Затем проводится комплекс газогидродинамических исследований и скважина переводится в эксплуатацию (т.е.) передается на баланс нефтегазодобывающего управления (ННГДУ).