5. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (общие сведения о газовых и

газоконденсатных месторождениях; параметры, характеризующие газоконденсатные системы; типы газовых залежей по фазовому состоянию и их разработка; разработка залежей с газоконденсатными системами при воздействии на пласт и при отсутствие воздействия на пласт(на истощение))

Общие сведения о Газовых и ГК месторождениях.

Природные газы состоят из углеводородов метанового ряда , а так же не углеводородных

компонентов таких как азот, углекислый газ, инертные газы, сероводород.

Число углеводородных атомов в молекулах углеводородов может достигать до С18 при этом

метан и этан СН4 и С2Н6 при любых давлениях и температурах – сухие газы или газы высокого давления. Пропан и бута, С3Н8 и С4Н10 это тоже газы но при повышенном давление сжижаются – жирные газы.

УВ начиная с пентанов С5Н12 в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газ из чисто газовых месторождений представляется собой сухой газ без жидких УВ и на 98% состоит из метана.

Газы добываемые вместе с нефтью (попутный нефтяной газ) это смесь сухого газа и пропан бутановой фракции.

Газы добываемые из ГК месторождений это смесь сухого газа + пропан бутановая фракция и плюс жидкие УВ С5+

Газоконденсатные фракции по содержанию конденсата подразделяются на следующие группы:

1. С незначительным содержанием конденсата до 15 см3/м3

2. С малым содержанием конденсата от 15-150 см3/м3

3. Со средним содержанием конденсата от 150 -300 см3/м3

4. С высоким содержанием конденсата от 300 – 600 см3/м3

5. С очень высоким содержанием конденсата >600 см3/м3

По дебетности Газовые и Газоконденсатные месторождения делят на

1. Низкодебетные <25 тыс м3/сут

2. Малодебетные 25-100

3. Среднедебетные 100-500

4. Высокодебетные 500-1000

5. Сверхвысоко дебетные >1000

Параметры характеризующие ГК системы

1. Давление начало конденсации - это давление при котором из 1 фазной газовой системы

начинает выделяется жидкая фаза С5+. По соотношению давление начала конденсации и пластовое давление залежи делят на предельно насыщенные

Рн.конд = Рпл

и недонасыщенные

Рн.конд < Рпл

2. Давление максимальной конденсации – это давление при котором выпадает

максимальное количество конденсата.

3. Выход стабильного конденсата – характеризует сколько стабильного конденсата

выделяется из ГК системы в расчете на 1м3 сепарации.

qст.к = Qст.к/Qг.с * 1000 см3/м3

4. Выход насыщенного конденсата – характирезует сколько насыщенного конденсата

выделяется из ГК системы в расчете на 1 м3 сепарации

qн.к = Qн.к/Qг.с * 1000 см3/м3

При исследование ГК системы дебит конденсата замеряемый при давление сепаратора 60-70 атм и t 10-15 С содержит значительное количество растворённого жирного газа и называется насыщенным.

Что бы определить дебит стабильного конденсата необходимо его замерить в стабильных условиях 1 атм и t 20C т.к. в этом случае его объем будет стабильным.

Насыщенный и стабильный конденсата различают на величину коэффициента усадки

n = Qст.к/Qн.к ~ 0,6-08

Типы Г и ГК месторождений по их фазному состоянию и их разработка.

1. Двух фазная залежь (нефтяная толща и над ней ГК шапка)

Целесообразно разрабатывать одновременно нефтяную и ГК часть поддерживая давления в

обеих частях залежи одинаковым.

2. Однофазная ГК залежь насыщенная (Рн.кон = Рпл)

Необходимо поддерживать начальное пластовое давление с целью уменьшения потерь

конденсата в пласте.

3. Однофазная ГК залежь ненасыщеная (Рн.кон<Рпл)

Такую залежь целесообразно разрабатывать без Поддержания пластового давления (ППД)

затем после снижения давления залежи ниже давления начала конденстации необходимо поддерживать пластовое давление.

Это теоретические условия разработки ГК залежей. На практике вопрос целесообразность ППД решается исходя из экономической целесообразности и в большинстве случае разработка ГК залежей проводится без ППД, т.е на истощение.

Разработка Г и ГК залежей на истощение (без ППД)

Система размещения скважин может быть и равномерной и неравномерной.

Равномерная система:

Добывающую скважину бурят:

Что обеспечивает:

1. лучшую геологическую изученность в залежи

2. меньшую интерференцию скважин

3. большее извлечение газа при одинаковом количестве скважин и условиях отбора.

К Неравномерной системе размещения скважин относятся кольцевые, линейные или комбинированные, при этом кусты скважин располагают в местах с наилучшими геологическими параметрами, при этом уменьшаются капитальные затраты на строительство скважин, сборных пунктов, дорого трубопроводов и т.д. и т.п.

Разработка Ги ГК залежей с ППД.

Размещение скважин на структуре зависит от рабочего агента закачиваемого в пласт.

При закачке в пласт газа нагнетательные скважины располагают в приподнятых участках структуры а добывающие в пониженных частях залежи.

При закачке в пласт воды нагнетательные скважины размещаются в пониженных частях а добывающие в повышенных в купольных частях залежи.