Пластовые потери
Cтраница 2
В настоящее время суммарный коэффициент извлечения конденсата определяется в процессе лабораторных экспериментов по дифференциальной конденсации пластовой смеси, моделирующей режим истощения залежи. Как правило, при дифференциальной конденсации происходят пластовые потери стабильного ( дебутанизированного) конденсата. [16]
При разработке газоконденсатных месторождений извлекается только определенная часть геологических запасов. Остальная, неизвлекаемая часть запасов остается в недрах и составляет пластовые потери газа. [17]
 |
Экспериментальная зависимость суммарных пластовых потерь конденсата от температуры выкипания. [18] |
На рис. 21 показана зависимость экспериментально определенных пластовых потерь конденсата по десяти газоконденсатным месторождениям от температуры выкипания 90 % конденсата. Как следовало ожидать, с повышением температуры выкипания 90 % конденсата пластовые потери возрастают, так как при более высоких пластовых давлениях в пластовом газе содержится и больше высококипящих, углеводородов. [19]
Выполнение поставленных задач разработки за счет экономически неоправданных потерь запасов одного из видов полезных ископаемых нерационально. В тех же случаях, когда в ходе разработки могут быть допущены существенные пластовые потери одновременно по двум видам углеводородного сырья ( чаще всего нефти и конденсата), схему эксплуатации следует считать неприемлемой. [20]
Сравнительно невысокая начальная доля тяжелых углеводородов в пластовой газоконденсатной смеси ( ГКС) порядке 0 05 - - 0 10, не является препятствием для пропорционального отбора вместе с газом этих углеводородов на начальной стадии разработки месторождения. Однако при снижении пластового давления в процессе непрерывного отбора запасов становятся значительными пластовые потери тяжелых углеводородов, вызываемые ретроградной конденсацией. По этой причине к концу разработки Вук-тыдьского месторождения из его недр будет извлечено только ЗЕ начальных запасов конденсата. [21]
Извеетно, что естественная неоднородность коллекторов - один из важнейших факторов, определяющих динамику и конечные результаты разработки нефтяных залежей. От интенсивности этого процесса, который в определенной мере поддается регулированию, прямо зависят пластовые потери нефти. [22]
Как было сказано выше, естественная неоднородность коллекторов - один из важнейших факторов, определяющих динамику и конечные результаты разработки нефтяных залежей. От интенсивности этого явления, которая в определенной мере поддается регулированию, прямо пропорционально зависят пластовые потери нефти. [23]
Известны газокон-денсатные залежи, где даже при содержании конденсата 150 - 200 г / см3 и более пластовые потери их составляют относительно небольшую величину и при эксплуатации на режиме истощения обеспечивают достаточно высокую конденсатоотдачу. Как и в предыдущем случае, эффект, полученный от поддержания пластового давления в виде дополнительной добычи конденсата, оказывается недостаточным для оправдания затрат, необходимых для осуществления процесса. [24]
При резкой литологической неоднородности или неравномерной трещиноватости применение сайклинг-процесса не обеспечивает достаточного охвата залежи воздействием, приводит к частым и преждевременным прорывам сухого газа и поэтому протекает неэффективно. Еще менее эффективным является процесс нагнетания воды в залежь, поскольку нагнетаемая вода легко прорывается к забоям эксплуатационных скважин, обусловливая защемление и значительные пластовые потери газа и конденсата. [25]
Иначе обстоит дело, когда залежь характеризуется высоким насыщением конденсата. Здесь в ряде случаев нагнетание воды в пласт может привести к некоторому приросту добычи конденсата, но не столь существенному, чтобы оправдать связанные с заводнением пластовые потери газа и капитальные вложения. [26]
А в процессе разработки, например, Кущевского месторождения, где интенсивность внедрения вод тоже очень высока, но где продвижение вод с самого начала разработки регулируется ( см. предыдущую главу), пластовые потери не превысят 10 - 15 % от начальных запасов. [27]
Известно, что для нефтяных месторождений остаточные после разработки запасы нефти нередко превосходят величину ее извлекаемых запасов. При разработке 1же газовых и газокон-денсатных залежей, благодаря низкой вязкости и высокой подвижности газа в пластовых условиях, запасы газа извлекаются значительно полнее. И тем не менее в целом ряде случаев пластовые потери газа при разработке оказываются довольно высокими, и в отдельных случаях достигают 30 - 35 % от начальных его запасов. [28]
При разработке месторождений углеводородов газоконденсатного типа с высоким начальным содержанием конденсата ( фракции С5) наиболее сложной проблемой является достижение достаточно высоких коэффициентов конденсатоотдачи пласта. Практика разработки показывает, что на месторождениях с содержанием в пластовой смеси С5 более 250 - 300 г / м3, как правило, удается отобрать не более 30 - 40 % этой фракции. В результате основная масса начальных запасов высокомолекулярных углеводородов образует неизвлекаемые пластовые потери. [29]
При разработке месторождений углеводородов газоконденсатного типа с высоким начальным содержанием конденсата ( фракции С5) наиболее сложной проблемой является достижение достаточно высоких коэффициентов конденсатоотдачи пласта. Практика разработки показывает, что на месторождениях с содержанием в пластовой смеси С5 более 250 - 300 г / м3, как правило, удается отобрать не более 30 - 40 % этой фракции. В результате основная масса начальных запасов высокомолекулярных углеводородов образует неизвлекаемые пластовые потери. [30]
Страницы: 1 2 3