Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Коэффициент конечной газоотдачи балансовых запасов
p6 / zб
pн / zн
где рб — среднее пластовое давление на конец разработки в высокопроницаемых породах.
Коэффициент конечной газоотдачи забалансовых запасов
n _ 1 pзб / zзб
Пзб _ 1--;-,
pн / zн
где рзб — среднее пластовое давление на конец разработки в низкопроницаемых породах.
Коэффициент извлечения газа из месторождения в целом (по отношению к количеству балансовых запасов) определяется выражением
n = Пг + Апзб;
АПзб = Пзб.
Оценки коэффициента конечной газоотдачи залежей, разрабатываемых при водонапорном режиме, зависят от степени и характера внедрения пластовых вод в залежь (см.
гл. 7).
Оценка коэффициента конечной газоотдачи газоконден-
203
сатных залежей, разрабатываемых осуществляется по формуле
режиме истощения,
где
q п - q п pнк/ zн
Лг
рн - qн 1}н/ zн
р- q
рн - qн
(1 -?)
p/z
pн / zн
где рнк, zнк — давление начала конденсации и соответствующий коэффициент сверхсжимаемости; р — плотность пластового газа; qП — массовые удельные потери сырого и стабильного конденсата; q — массовое удельное содержание углеводородов C5+ в пластовом газе; ? — доля объема, занятая выпавшим сырым конденсатом; индекс "н" отмечает значения величин в начальный момент разработки.
Для залежей, разрабатываемых при сайклинг-процессе, коэффициент конечной газоотдачи рассчитывается по формуле
АПсп,
где
Л
АПсп
Лг
q п - q п pIn!L/ z н
р н - q н pн/ z н
1 - (1 -?)l(1 - kox)
р- q
рн - qн
+ ko
zн рн - qн
p/z
^ / z н
где кох — коэффициент охвата пластов вытеснением сырого газа сухим; рз, z-, — плотность и коэффициент сверхсжимаемости закачиваемого газа.
4.10.3. ОЦЕНКА КОНДЕНСАТООТДАЧИ
Газоконденсатними, как известно, называются такие залежи, из газа которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза — конденсат. Различают конденсат сырой и стабильный. Учет запасов и расчет коэффициента извлечения конденсата производится по стабильному конденсату.
Стабильным конденсатом называется углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов C5+ при атмосферных условиях. Стабильный конденсат получают из сырого конденсата путем его дегазации. В промышленных условиях в
204
стабильном конденсате содержится не более 3 — 4% пропан-бутановой фракции.
Запасы стабильного конденсата в залежи определяются как произведение удельного потенциального содержания конденсата С5+ в 1 м3 пластового газа в г/м3, приведенного к стандартным условиям, или в пересчете на сухой газ при этих условиях соответственно на объем пластового или сухого газа в м3.
Начальное потенциальное содержание конденсата и его изменение в процессе разработки в связи с понижением пластового давления определяются по результатам специальных промысловых и экспериментальных лабораторных исследований [17].
В процессе разработки месторождения по мере снижения пластового давления проводится исследование скважин на газоконденсатность с целью уточнения текущего содержания конденсата в добываемом газе.
При исследовании на газоконденсатность месторождений, характеризующихся большим этажом газоносности (свыше 300 м) и наличием нефтяных оторочек (типа Карачаганакско-го, Оренбургского и др.), потенциальное содержание конденсата по высоте залежи увеличивается сверху вниз и определяется в скважинах, расположенных на различных гипсометрических отметках и участках площади.
Уменынение в процессе разработки потенциального содержания конденсата в пластовом газе происходит в результате дифференциальной конденсации углеводородов С5+, переходящих в жидкую фазу при снижении пластового давления.
Конденсация углеводородов в пласте вызывает изменение не только его содержания, но и компонентного состава добываемого газа и конденсата.
C увеличением потенциального содержания конденсата в пластовом газе интенсивность конденсации углеводородов возрастает. В зависимости от состава пластового газа, содержания конденсата и термобарических условий коэффициент извлечения конденсата (конденсатоотдача) при разработке на естественном режиме истощения изменяется в широких пределах, примерно от 0,9 до 0,2. Например, по Вуктыльскому месторождению он составил 0,3, и общие потери конденсата составили 1 00 млн. т.
Потери конденсата обусловливаются выпадением его в пласте и прекращением фонтанирования газоконденсатных скважин при сравнительно высоких пластовых давлениях
205
вследствие скопления жидкости в призабойной зоне и стволе скважин из-за недостаточной энергии для ее выноса на поверхность. Для продления эксплуатации газоконденсатных скважин с высоким содержанием конденсата при разработке на истощение применяется газлифтный способ и другие технологии.
C целью повышения степени извлечения газа и конденсата на месторождениях с высоким его содержанием (свыше 150 — 200 г/м3) применяются различные методы поддержания пластового давления (сайклинг-процесс, перевод газоконден-сатных месторождений в газовые, при котором увеличивается конденсатоотдача вдвое по сравнению с сайклингом, комбинированное воздействие, закачка растворителей и др.) [21].
