Особенности разработки газоконденсатных месторождений

Самая основная и главная особенность присущая газоконденсатным месторождениям, заключается в проявлении ретроградной, обратной конденсации при их разработке. Это связано с тем, что пластовые флюиды в этих залежах характеризуются тем, что в газовой фазе жидкие углеводороды находятся в растворенном состоянии. При этом следует отметить, что газовая фаза включает в себя углеводородные и неуглеводородные (азот, сероводород, углекислый газ, гелий и т.д.) компоненты. В процессе снижения пластового давления из газоконденсатной системы начинают выпадать жидкие углеводороды (газовый конденсат), т.е. фракции С_5+выс.

Выпадающий в пласте газовый конденсат, в случае если разработка газоконденсатного месторождения осуществляться на режиме истощения пластовой энергии, является практически потерянным. Но его можно, в какой степени частично извлечь, если будут достигнуты давления, когда начинается процесс прямого испарения. Это возможно в зоне очень низких давлений, порядка 1 - 2 МПа и менее.

Как известно, в процессе разработки месторождений природных газов наблюдается изотермическое снижение пластового давления, приводящее к увеличению влагонасыщенности парогазовой смеси. При газовом режиме, пластовое давление снижается до давления насыщенного пара при пластовой температуре, а минимальное давление в залежи будет равно давлению насыщенного пара. Это давление будет постоянным до тех пор, пока в поровом пространстве будет находиться остаточная вода. В этой связи, поскольку водяной пар является составной частью пластовой смеси, то возможно увеличение конденсатоотдачи за счёт следующих факторов:

- возрастания общего объёма оставшейся в пласте парогазоконденсатной смеси за счёт испарения воды;

- "поддержания" пластового давления на величину парциального давления водяного пара;

- предполагаемого предпочтительного растворения высококипящих углеводородов в водяном паре.

В случае проявления водонапорного режима при разработке газоконденсатного месторождения появляется ряд дополнительных особенностей. В частности, за счёт вымыва внедряющейся воды происходит увеличение количества добытого газового конденсата

Опыт разработки таких месторождений выявил ещё значительное количество других факторов, имеющих место в скважинах, в призабойной зоне, в газоносной и обводненной частях пласта:

- вынос инфильтрата бурового раствора; вынос остаточной воды потоком газа; увеличение или уменьшение продуктивности скважин;

- частичная гидрофобизация порового пространства;

- объёмное расширение остаточной воды; выделение газа из остаточной воды;

испарение остаточной воды;

- отложение солей; вытеснение остаточной воды;

- смешение газов; снижение фазовой проницаемости для воды;

- гравитационное разделение газа и воды;

- накопление в скважинах конденсационной воды и конденсата;

- увеличение вертикального напряжения в скелете породы;

- частичное или полное разрушение коллектора т.д..

С целью получения максимальной добычи газового конденсата на многих газоконденсатных месторождениях возникает необходимость поддержания пластового давления в процессе его разработки. Поддержание пластового давления может быть осуществлено как за счёт закачки сухого (отбензиненного) газа, так и за счёт закачки воды. В первом случае это осуществляется в условиях, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения на какой-то определенный период времени. Возможность закачки воды зависит от наличия дешевых источников воды, приёмистости нагнетательных скважин и степени неоднородности пласта по коллекторским свойствам.

Контроль за текущей разработкой газовых и газоконденсатных месторождений

В соответствии с ''Правилами технической эксплуатации газодобывающих предприятий'' контроль за разработкой залежи или объекта осуществляется газодобывающим предприятием при участии организации, ведущий проектирование разработки. При чём следует отметить, что система и порядок осуществления контроля за разработкой месторождения определяются проектом разработки.

Система контроля должна включать средства для измерения:

- пластовых и устьевых статических давлений;

- уровней жидкости в пьезометрических скважинах;

- положения контакта газ - вода (газ - нефть и нефть - вода при наличии нефтяной оторочки);

- дебитов и химического состава газа, конденсата, воды по скважинам в процессе эксплуатации.

Измерение статических давлений следует проводить периодически по всему фонду скважин с минимальным разрывом во времени. В первый период разработки такие измерения необходимо проводить не реже 1 раза в квартал.

Периодичность измерений пластовых давлений скважинными приборами по скважинам устанавливается в соответствии с проектом разработки месторождения в зависимости от темпа отбора газа, обусловленного им падения пластового давления и условий работы скважин.

При остановке добывающих скважин обязательны измерения статических давлений (или снятие кривых восстановления давления).

После вывода месторождения на проектную мощность и достижения устойчивой эксплуатации интервалы между сериями измерений по всему месторождению можно увеличить до одного года.

Подготовка пьезометрических скважин и приведение их в рабочее состояние производятся в соответствии с "Методикой гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов".

По пьезометрическим скважинам замеры распределения давления по стволу, отбивку уровня жидкости, поинтервальное определение плотности жидкости до забоя необходимо производить:

- в первые годы эксплуатации - не реже 1 раза в .1,5 - 2 месяца;

- после окончания разбуривания и выхода месторождения на постоянный отбор - 1 раз в 3 - 4 месяца;

- при дальнейшей эксплуатации - с периодичностью, зависящей от темпа снижения давления, но не реже 1 раза в полугодие.

По наблюдательным скважинам измерения следует производить не реже 1 раза в 1,5 -2 месяца с тем, чтобы получить промежуточные точки между общими сериями измерений для уверенного построения графиков отбор - давление.

По скважинам, эксплуатирующим одновременно группу пластов, необходимо не реже 1 раза в полугодие проводить контрольные измерения дебитов раздельно по пластам.

Для наблюдения за характером и интенсивностью продвижения подошвенных вод следует оборудовать несколько контрольных (геофизических) скважин, расположенных в различных участках месторождения в зависимости от его геолого-физических особенностей.

Потери газа при исследованиях скважин, различных продувках, а также перетоках, аварийном фонтанировании должны быть обязательно оценены и учтены.

Наблюдения и исследования при разработке газоконденсатной залежи должны проводиться с целью установления изменений состава и количества добываемого вместе с газом конденсата, а также условий его выпадения в пласте.

Исследования скважин для определения содержания конденсата (в см³/м³ при рабочих условиях) проводятся по каждой скважине 2 раза в год (в том числе в низкотемпературном сепараторе). При этом определяется содержание сырого и стабильного конденсата в добываемом газе.

Определение компонентного состава добываемого газа проводится по скважинам 2 раза в год.

Полученные при исследовании скважин данные о значении газоконденсатного фактора и составе газа, поступающего на промысловую обработку, должны быть занесены в паспорт скважины.

Для отдельных (опорных) скважин, вскрывающих различные горизонты, исследования газоконденсатного фактора и состава газа проводятся 1 раз в год.

На месторождениях с большим числом добывающих скважин периодичность исследований регламентируется в проекте разработки.

При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой в пласт сухого газа или воды (законтурное заводнение) должны проводиться исследования и контролироваться следующие параметры:

- состав газа, поступающего на промысловые установки для переработки;

- время прорыва сухого газа к забоям добывающих скважин;

- физико-химические свойства (плотность, молекулярная масса, фракционная разгонка) выделяемого из газа конденсата (не реже 2 раз в год);

- количество газа и конденсата, добываемых из каждой добывающей скважины (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, месяц, год);

- суммарное количество газа или воды, закачиваемых в пласт (за сутки, месяц, год);

- количество сухого газа или воды, прокачиваемых в каждую нагнетательную скважину (за сутки);

- текущее пластовое давление в залежи (поквартально);

- давление газа на устье нагнетательных скважин (ежесуточно);

- изменение положения газоводяного контакта (ГВК) во времени.

Размещение скважин на месторождении

В отечественной промысловой практике разработки газовых месторождений наиболее часто используются следующие системы размещения скважин:

- равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке (см. рисунок 1.4.);

- размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин (см. рисунок 1.5);

- размещение скважин в центральной (сводовой) части месторождения (см. рисунок 1.6.а);

- неравномерное размещение скважин на площади газоносности (см. рисунок 1.6.б).

Рисунок 1.4. Схема размещения скважин при равномерной сетке:

а – квадратная сетка; б – треугольная.

а б

Рисунок 1.5. Размещение скважин в виде кольцевой батареи или цепочек:

а – кольцевая батарея; б – цепочка скважин.

а б

Рисунок 1.6. Схема размещения скважин в сводовой части залежи и по неравномерной сетке:

а – в центральной части; б – неравномерная сетка.

В промысловой практике при разработке газовых месторождений под равномерной сеткой принимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется общая депрессионная воронка. В этом случае, пластовое давление вдали от каждой скважины примерно одинаково и близко к среднему пластовому давлению на определенный момент времени. Такое размещение скважин обычно реализуется при достаточной однородности пласта по коллекторским свойства в условиях разработки месторождения на газовом режиме. Остальные системы размещения скважин в большинстве случаев связаны с геометрическими размерами и формой разрабатываемого месторождения, а также с неоднородностью пласта – коллектора. Предугадать наиболее эффективную систему размещения скважин заранее не возможно. Только проведение газогидродинамических и технико-экономических показателей позволяет выявить оптимальную систему разработки газового месторождения.