- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
Известно несколько вариантов разработки нефтегазоконденсатных месторождений, из которых наиболее правильным с точки зрения разработки и охраны недр является метод с процессом рециркуляции газа в газоконденсатной части залежи. После извлечения основных запасов нефти и конденсата рециркуляция газа прекращается, и залежь разрабатывается как газовая.
Основной недостаток этого варианта — длительная консервация промышленных запасов газа и дополнительные капитальные вложения, связанные с организацией обратной закачки.
В целях рациональной разработки нефтяной оторочки в зону ее распространения осуществляется закачка предварительно осушенного газа. При этом может быть достигнута цель не только поддержания пластового давления на уровне точки росы, но и дополнительного извлечения легких углеводородов из нефти за счет их ретроградного растворения в газе высокого давления.
Экспериментальное моделирование подобного процесса проводилось на нефтегазоконденсатной системе с параметрами, близкими к пластовым, для горизонтов I и II месторождения Восточный Котуртепе. В этих горизонтах отношение запасов конденсатного газа и нефти составляет примерно 1000:1 (по объему), начальное пластовое давление - 30 МПа, температура - 70 °С.
Методика экспериментов заключалась в следующем. В бомбе высокого давления УГК-3 составлялась рекомбинированная проба нефти и газа в соотношении 1:1000, т.е. на 1 м3 нефти загружалось 1000 м3 газа (в эксперименте на 562 см3 нефти — 559 л газа). Затем нефтегазовая смесь доводилась до 70 °С и 30 МПа. После установления термодинамического равновесия систему выдерживали в состоянии покоя в течение длительного времени — имитировался отбор газа из газоконденсатной части пласта. Газ с постоянной скоростью, равной 40 л/ч, выпускался из верхней части бомбы и, проходя сепаратор, где при давлении 5 МПа и температуре 20 °С от него отделялся конденсат, затем поступал в поршневой контейнер или компрессор КН-4, в котором доводился до давления 30 МПа, и через нижний вентиль бомбы закачивался в нефтяную часть пласта. После приведения системы в равновесие было рассчитано количество насыщенного пластового газа: оно оказалось равным 420 л; в нефти при 30 МПа и 70 °С растворилось 189 л газа. Определив выход конденсата из пластового газа (105 см3/м), можно рассчитать потенциальное содержание его по всей массе пластового газа: 0,420-105 = 44 см3.
Если бы газоконденсатная часть залежи разрабатывалась на истощение, то коэффициент извлечения конденсата по многочисленным экспериментальным данным составил бы около 50 %. Из приведенных данных видно, что осуществление рециркуляции сухого газа через нефтенасыщенные зоны позволяет увеличить извлечение конденсата более чем в 3 раза, но при этом необходимо осуществлять многократную прокачку, поэтому конкретную эффективность предлагаемого метода можно установить лишь на базе детальных технико-экономических расчетов. Если принять за оптимальный вариант с полным циклом возврата отобранного из газоконденсатной залежи газа, то за весь этап рециркуляции будем иметь 100%-ное извлечение конденсата, при этом пластовое давление остается на уровне начального, и разработка нефтяной части пласта происходит без осложнений. В дальнейшем целесообразно эксплуатировать совместно газоконденсатную и нефтяную зоны на истощение, дополнительно извлеченный при этом конденсат также будет способствовать повышению эффективности процесса.