17. Состав и св-ва газоконд. Систем.

Конденсат –это УВ-ая смесь, нах-ся в залежи в газообраз. состоянии и выпадающая в пласте в виде ж-сти при снижении Рпл ниже Р начала конденсации. Рначала конденсации – Рпл, при кот-ом конденсат начинает переходить из парообр. сосотояние в жидкое («точка росы»). Газоконденсатными наз-ся залежи прир.газов, в кот. при разр-ке набл-ся явление обратной (ретроградной) конденсации. Явление обр. конденсации сост. в том, что в системе при отн-о высоких Т и Р, изотермическое снижение Р приводит не к испарению вещ-ва, а кего конденсации (то же происх. при изобар. снижении Т). Сущ-ие таких залежей позволяет добывать отн-о тяж. УВ (С5+С6) в газообр. виде естеств. фонтанированием. При разр-ке газоконд. залежей Рпл д.б. выше Рконденсатообразования, т.к. выпавший конденсат смачивает породу- кол-р и остается в пласте.

Состав конденсата: пентан(гексан)+его вышекипящ. гомологи, в которых растворены газооб.УВ: бутан, пропан, этан, метан, сероводород и др. Различают сырой(получают непосред-но на промысле при сниж. Р ниже Рконд) и стабильный(получают путем дегазации сырого). От газ. залежей газоконд. отлич-ся наличием жидких УВ в состоянии обр. испарения. От нефт. – газообр. состоянием УВ в залежи. Конденсатно-газовый фактор – степень насыщенности залежи конденсатом – содержание жидких УВ в газе в пласт. условиях. Газо-конденсатный фактор – отношение кол-ва добытого газа к кол-ву получ-го из него конденсата. Плотность – 0,6-0,82г/см³. Состав пласт.газа - %-ное содержание всех компонентов смеси. В зав-сти от содерж. стаб. конденсата: 1). с малым содержанием 60 – 100см³/ см³, 2). со сред.содерж. 100-200, 3). с повышенным 200-400, 4). с высоким >400. Осн. условие разр-ки: Рпл не д.б. ниже Рконд. Для поддержания Рпл применяется сайклинг-процесс (обратная закачка в газоконд. залежь сухого газа, освобожд-го на пов-сти от конденсата). После того как содержание конденсата в пласте снизится до мин. уровня, нагнетание газа прекращ-ся и скв. переводят под добычу сухого газа. При этом величина КИК может достигать 80-90%. Для газоконд. залежей хар-ны те же периоды экспл-ции, как и для газовых: 1) период с нараст. добычей, 2) период пост. добычи, 3) период падающей добычи. Система размещения скв. опред-ся режимом эксплуатации залежи, размерами залежи, коллект. св-вами, степенью неодн-сти:

1. при разр-ке залежи на газ.режиме(сайклинг-процесс) сетка скв. близка к равномерной, плотность весьма редкая (50-100га/скв).

2. при водонапор. режиме с ППД нагн.скв. расположены в периферийной части, доб. – в центре( в случае наличия связи залежи с законт. обл-ю).

3. при отсутствии связи с законт. обл., нагн.скв. расп. во внутр. части залежи, доб. – во внешней, чтобы более плотный пласт. газ вытеснялся менее плотным газом.

В случае наличия в газоконд. залежи нефт. оторочки мест-ие счит-ся газоконденсатнонефтяным. В этом случае возможна:

1) опережающая разр-ка нефт. оторочки под д-ем напора газоконденсата и пласт. воды.

2) одновр. разр-ка нефт. оторочки и газоконден. части

3) опрежающая разр-ка газоконд. части с последующим вводом в эксплуатацию нефт. оторочки

4) изоляция нефт. отрочки от газоконд. части барьерным завод-ем и ее опреж-щая разр-ка.

ОСОБЕННОСТИ РАЗР-КИ ГАЗ. ЗАЛЕЖЕЙ связаны со св-вами газов: их малой вязкостью – 13*10^-6Па*с, незначит. плотностью, высокой степенью подвижности. Рпл в газ. залежи способно быстро перераспределяться вследствие значит-ной упругости газа. Именно это св-во и предопределяет систему размещения скважин на газовом мест-ии. Сущ-ет 2 прир. режима в газ. залежи: газовый и упруговодонапорный. Оба режима достаточно эффективны, поэтому залежи газа разраб-ся без применения методов ППД. При газовом режиме Рпл снижается намного быстрее из-за отсутствия влияния законтурной зоны. Поэтому дебит доб.скв. прямо зависит от величины Рпл.

При разр-ке хар-ны 3 послед-х периода разработки:

1. период нараст. добычи (рост добычи газа до установления макс. устойчивого годового уровня, ввод доб. скв. и промыслового оборудования по наиболее продуктивным э.о, освоение большого объема капитальных вложений, продолжит-сть периода опред-ся величиной баланс. запасов)

2. период пост. добычи(устойчивый годовой отбор, выработка до 55% запасов, продолжит-сть 10-15 лет)

3. период снижающейся добычи(снижение дебитов до экономически рентабельных, продолжит-сть опред-ся экономич. целесообразностью разр-ки).

Выделение э.о.: произв-ся по тем же правилам, что на нефт. залежах, также принимаются во внимание св-ва газа и взаимовлияние пластов при их совместной разр-ке. Система размещения скв.: опред-ся режимом работы залежи и геолого-промысловыми факторами. Обычно для залежей пласт.-свод. типа, работ-их на газ. режиме выбирается равномерная весьма редкая сетка скв. с расст. м/у ними 700-2500м. На залежах массивного типа в силу изменения толщины пласта по S, ухудшения коллект. св-в к кравым частям, возможного обводнения и др., скв. располагают кустовым способом в сводовых и присводовых частях стр-ры. При разр-ке газ. залежей на упруговодонапор. режиме происходит постепенный подъем ГВК и обводнение скважин. В этом случае доб. скв. ликвидируется, т.к. промысловое оборудование не приспособлено к одновр. добыче газа и воды. Фонд скважин на мест-ии газа значит-но меньше, чем на нефт.(значит-е Р, выс. подвижность флюида). После отбора 70% запасов газа из залежи бурение дополнит. скв. прекращается.

18. Системы разр-ки с искусств.заводнением. ППД осуществляется путем ввода в пласт дополнительной энергии посредством бурения нагнетательных скв и закачки через них техн воды. В зависимости от расположения доб скв относительно контуров н/носности различают 3 основных типа заводнения.

I Законтурное- небольшие размеры залежи (до 5 км), неоднородный коллектор, хорошие ФЕС, минимальная вязкость нефти, наличие гидродинамической связи залежи с законтурной областью

II Приконтурное- геол обоснование для применения – условия те же, но залежи с более широкой ВНЗ и гидродинамической связью с законт областью.

III Внутриконтурное- общий недостаток – быстрое обводнение добывающих скв. Недостатки: 1) Не позволяет четко регулировать скорость продвижения В, а след-но, перераспределять объем закачки. 2) В залежи нередко остаются невыработанные застойные зоны.

III.1 С разрезанием рядами нагнет скв – залежи любых размеров с широкой ВНЗ, невысокие ФЕС, повыш вязкость, неоднородность. Нагнетат скв располагаются рядами и образуют линии разрезания. Первоначально, после их бурения и освоения, они форсированно эксплуат-ся на Н, что позволяет отобрать запасы в радиусе дренажа и снизить Р_пл. Постепенно, через одну, эти скв начинают осваивать под закачку. Такая технология позволяет создать в пласте направленный фронт В и вытеснить ее из пласта.

1 .1. на блоки - количество блоков зависит от размеров залежи, ряды расп-ся перпендикулярно длинной оси структуры; ширина блоков 1,5-5 км, количество рядов доб скв должно быть нечетным (стягивающий ряд). Преимущества: последовательная разр-ка блоков; регулирование объема закачки и добычи по блокам.

1 .2. на площади - разрезающие ряды разделяют залежь на отдельные площади, сущ-но различ-ся по геол-промысловым хар-кам (разное кол-во пропластков, разная прод-ть коллектора). Применяется для залежей с достаточно хорошо изученным строением на время начала разработки.

1 .3. Сводовое (сводово-осевое, кольцевое и центральное)- Особ-ть – наличие 1-го разрез ряда, распол-ся как правило в своде стр-ры. В завис-ти от формы залежи разрезание может быть:

2 . Избирательное - применяется для залежей, хар-щихся очень неоднородным строением (линзовидное строение колл-ра, резкие изменения ФЕС и толщины). Данный вид заводнения является дополнит-м, выбор мест расположения нагнетат скв опред-ся после разбур-я залежи по строгой геометрич сетке, некоторого времени их экспл-ции, комплекса исследований.

3. Очаговое – дополнительный вид заводнения для введения в пласт дополнительной энергии в периферийных частях залежи, либо там, где внедренная система ППД не совсем эффективна.

4. Площадное - данный вид заводнения наиболее часто применимый по 2-м причинам: он наиболее эффективный, и как правило, залежи хар-тся неоднор-ю и ухудшенными ФЕС. Это один из наиболее применяемых видов зав-ия, хар-ся чередованием доб и нагн скв, расположенных по опред-му принципу.

4.1 Линейное

4.2. 4-х точечное

4.3. 5-ти точечное

4.4. 7-ми точечное

4.5. 9-ти точечное

4.6. Ячеистое

5 . Барьерное применяется для залежей с газ шапкой и служит для ее изоляции от нефт части. Нагн и барьерные скв располагаются в пределах газо-нефтяной зоны (между внутренним и внешним контурами газоносности).

6 . Головное - для залежей, тектон экранир-х, нагн скв располагаются либо в присводовой части, либо вблизи тектонич нарушений.

Выбор того или иного типа завод-я опр-ся типом залежи, размерами, св-ми колл-в, флюидов, шириной ВНЗ и др.