Начальное содержание - конденсат
Cтраница 3
Разработка газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления ( на истощение) сопровождается выпадением в пласте конденсата, значительная часть которого теряется. Газо-конденсатные месторождения разрабатываются на истощение при небольшом начальном содержании конденсата в газе, когда нецелесообразно для дополнительного извлечения конденсата поддерживать давление в месторождении. [31]
Однако уже сейчас в ряде случаев в связи с открытием газоконденсатных месторождений, начальное содержание конденсата в которых весьма значительно ( 800 - 1000 см3 / м3), необходимы надежные газогидродинамические и технико-экономические методы расчета обратной закачки сухого газа в пласт или, возможно, в некоторых случаях - закачки воды. [32]
Однако в действительности дело с потерями конденсата обстоит несколько иначе. Все зависит от соотношения объемов пор, занятых газом и нефтью, от напора краевых вод, начального содержания конденсата в пластовом газе, от характера ретроградных изменений залежи. [33]
Расчеты показали, что наиболее эффективными вариантами являются те, которые практ. Извлечение дополнительного количества конденсата при разработке залежи с поддержанием пластового давления практически не влияет на экономические показатели. Для месторождешй с большим начальным содержанием конденсата дополнительно говлекаемый конденсат за счет поддержания давления может существенно влиять на эко-ношмеские показатели. [34]
Разработка на истощение характеризуется в основном низкими коэффициентами конденсатоотдачи. При повышении содержания конденсата коэффициент его извлечения уменьшается. На Вуктыльском месторождении с начальным содержанием конденсата 360 г / м3 коэффициент конденсатоотдачи оценивается в 0 33, при этом в пласте останется значительное количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу за счет ретроградной конденсации при разработке месторождения на истощение. Следует оценивать раздельно коэффициенты извлечения и использования полезных компонентов. Это в наибольшей степени относится к таким компонентам, как этан, СО2, гелий, конденсат. [35]
Если объем порового пространства, занятый газом, примерно равен объему пор, занятому нефтью, или превышает его незначительно, разработка нефтяной оторочки на газонапорном режиме при консервации газоконденсатной зоны действительно может привести к заметному снижению пластового давления и большим ретроградным потерям конденсата. Если при этом краевые воды обладают достаточным напором и активностью, то это может существенно изменить положение и замедлить темп истощения как нефтяной, так и газоконденсатной зоны залежи. Не менее важное значение имеет начальное содержание конденсата. Если пластовый газ не так богат конденсатом, а общие его запасы незначительны, в интересах обеспечения высокой нефтеотдачи консервацию таких газоконденсатных зон нужно считать целесообразной. Если же пластовый газ богат конденсатом, потенциальные запасы его значительны и при опережающей разработке нефтяной оторочки консервация газоконденсатной зоны может привести к большим потерям его, то такие газоконденсатнонефтяные залежи следует разрабатывать только с поддержанием пластового давления. [36]
 |
Номограмма для определения выхода конденсата при различных р и Г из газа с потенциальным содержанием Cs до 280 10б м3 / м3. [37] |
Одним из основных показателей разработки газоконденсатных месторождений является добыча конденсата. Прогноз добычи конденсата производится на основании данных по изменению потенциального содержания конденсата в газе в процессе разработки. Величина текущего потенциального содержания зависит от начального содержания конденсата в пластовом газе, от насыщенности системы и от рпл и Гпл. [38]
Одной из наиболее важных геолого-промысловых характеристик залежи является глубина ее залегания. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсат-ных залежей она варьирует от менее 1000 до 6000 м и более. При небольших отступлениях обычно выдерживается прямая зависимость начального пластового давления, начального содержания конденсата в газе и обратная зависимость пористости, а также проницаемости от глубины залегания продуктивных отложений. Особенно усугубляется эта проблема при больших глубинах залегания объекта разработки, поскольку отечественные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения эксплуатируются, за редким исключением, на режиме использования только естественной энергии пласта и на определенной стадии отбора запасов углеводородов снизившееся забойное давление не обеспечивает вынос жидкости на поверхность, дебит скважины падает, и в конце концов скважина может остановиться. [39]
 |
Показатели разработки Ефремовского газоконденсатного месторождения. [40] |
Ухты и занимает крайнее западное положение в зоне передовых складок западного склона северного Урала, скрытых под верхнепермскотриасовым чехлом. В опытно-промышленную эксплуатацию оно было введено еще на стадии разведки до утверждения запасов газа и конденсата. Залежь массивно-пластового типа ( см. табл. 1) характеризуется неоднородностью строения, крупными размерами и высоким начальным содержанием конденсата в газе. В массиве, приуроченном к карбонатным отложениям нижней перми и карбона, наиболее продуктивной является его средняя часть. [41]
 |
Система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с внутри-контурным заводнением нефтяной и газоконденсатной частей. [42] |
Однако при этом вместе с газом из пласта извлекается только до 45 - 50 % конденсата от его первоначального содержания в газе. Остальной конденсат выпадает в пористой среде и остается неподвижным. Если рассматривать суммарное извлечение углеводородов из газоконденсатной части, включая газ и конденсат, при режиме истощения, то на один стандартный 1 м3 газа вместе с конденсатом, содержащимся в пласте до начала разработки, будет извлечено следующее количество углеводородов: газа Or T) KI Poi конденсата QK Лк2 / о2 Р2 - Здесь т) к1 - конечная газоотдача; р0) - плотность газа в стандартных условиях; пк2 - конечная конденсатоотдача; f02 - начальное содержание конденсата в газе; р2 - плотность конденсата. [43]
 |
Система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с внутри-контурным заводнением нефтяной и газоконденсатной частей. [44] |
Однако при этом вместе с газом из пласта извлекается только до 45 - 50 % конденсата от его первоначального содержания в газе. Остальной конденсат выпадает в пористой среде и остается неподвижным. Если рассматривать суммарное извлечение углеводородов из газоконденсатной части, включая газ и конденсат, при режиме истощения, то на один стандартный 1 м3 газа вместе с конденсатом, содержащимся в пласте до начала разработки, будет извлечено следующее количество углеводородов: газа Qr rjK, р01, конденсата О Лк2 / о2 Р2 - Здесь т к, - конечная газоотдача; р01 - плотность газа в стандартных условиях; т ] а - конечная конденсатоотдача; / 02 - начальное содержание конденсата в газе; р2 - плотность конденсата. [45]
Страницы: 1 2 3 4