Реферати українською » Геология » Розробка родовищ газоконденсатного типу


Реферат Розробка родовищ газоконденсатного типу

Родовища газоконденсатного типу.

На відміну від суто газових родовищ газоконденсатные разрабаты ваются щоб одержати як газу, а й високомолекулярних компо нентов — газового конденсату, надзвичайно цінного сировини нафтохімічного про изводства. Нерідко конденсат є основним цільовим сировиною. Поэто му режими розробки газоконденсатних родовищ слід оціни вать як засоби добування і є, і — особливо — конденсату.

Розробка на виснаження.

Газоконденсатные поклади у тому початковому — на даний момент відкриття — зі стоянні характеризуються високими шаровими давлениями, достигающи ми зазвичай кілька десятків мегапаскалей. Зустрічаються поклади з отно сительно низькими (8—10) і дуже високими (до 150— 180 МПа) початковими шаровими давлениями. Основні запаси вуглеводнів в покладах газо конденсатного типу присвячені об'єктах з початковими шаровими давлениями 30 — 60 МПа. У виконанні вітчизняної газопромысловой практиці раз работка газоконденсатних родовищ здійснювалася донедавна на режимі використання природною енергії пласта. Такий режим («виснаження») вимагає для реалізації мінімальних капітальних вкладень і щодо поміркованих поточних матеріальних й на неї. У історії розробки газоконденсатного месторож дения, як і розробки суто газового, відбувається послідовна зміна кількох характерних періодів: освоєння і пробної эксплуата ции; наростаючою, максимальної, падаючої видобутку; завершальний пери од. На відміну від розробки суто газової поклади у разі прихо дится поводитися з продукцією, постійно изменяющей свій склад. Це з явищами ретроградною конденсації пластовою вуглеводневої суміші за незначного зниження пластового тиску. Высокомолекулярные углеводо рідні компоненти суміші після зниження тиску або в поклади нижче давле ния початку конденсації рнк переходить до рідку фазу, яка залишається нерухомій на всьому протязі розробки родовища з низькою фазової насиченості (трохи більше 12—15% обсягу пір), набагато меншою порога гідродинамічної рухливості (40 — 60 %).

Відбір вуглеводнів з газоконденсатного пласта на режимі истоще ния супроводжується массообменными явищами в углеводороднасыщенном поровом просторі колектора, які відповідають процесу диференціальної конденсації суміші. У сфері високого тиску (зазвичай вищі 15 —20 МПа) склад відібраної з пласта продукції сква жин змінюється практично так само, як із контактної кін денсации суміші. Процес контактної конденсації відрізняється від процесу диференціальної конденсації тим, що зниження тиску у системі проводиться шляхом изотермического збільшення обсягів системи. Цей про цесс досліджують або розрахунковим шляхом, використовуючи даних про константи межфазного рівноваги складових суміш індивідуальних вуглеводень ных компонентів, або на посудині фазових рівноваг з розсувними поршнями. Слід зазначити, що контактної конденсації в га зопромысловой практиці не зустрічається, а часом використовується для дослідження межфазного масообміну з простоти і высо дідька лисого міри відповідності пластовим явищам, особливо підвищених шарових тисків.

Г.С. Степанова і В.М. Шустеф докладно вивчали особливості процес са диференціальної конденсації вуктыльской пластовій суміші, выпол няя одночасно порівнювати розрахунки з контактної конденсації [47]. За даними цих дослідників, граничну тиск, нижче якого рас парні склади газової фази для диференціального й у контактного процесів не однакові, одно приблизно 20 Мпа.

Як приклад розробки на режимі виснаження можна рассмо третину експлуатацію запасів вуглеводнів Вуктыльского газоконденсатного родовища. Історія розробки цього родовища (Республіка Комі) почалося з відкриття середині 1960-х років найбільших у европей ской частини Росії покладів вуглеводнів в пермско-каменноугольных карбонатних відкладеннях. Родовище приурочено до брахиантиклинали субмеридионального простирания площею більш як 250 км2 і амплітудою понад 1500м (по підошві ангидритовой пачки кунгурского ярусу). Склад ка міститься у осьової частини Верхнепечорской западини Предуральского Крайової прогину (Тимано-Печорская нафтогазоносна провінція). Захід ное крило складки круте (до70 —90°), звід вузький гребневидный; в при-осевой частини складки це крило порушено надвигом, падаючим Схід з точки 65 — 70°. Амплітуда вертикального усунення близько 600м. Вос точне крило складки щодо положисте (20 — 25°).

У геологічному розрізі присутні ордовикско-силурийские, ка менноугольные, пермські і триасовые відкладення, перекриті четвертич ными. Встановлено дві газоконденсатные поклади. Основна поклад при урочена до органогенным известнякам і утвореними із них вторич ным доломитам визейско-артинского віку. Продуктивна товща за вертикаллю становить близько 800м; вона перекрита 50—100-метровой дачкой тріщинуватих аргиллитов верхнеартинского подъяруса і гипсово-ангидритовой товщею кунгурского ярусу, що є хорошою покрыш дідька лисого. Відкрита пористість колекторів змінюється від 5 — 6 до 22 — 28%, проникність коштує від 10-15— 10-16 до (4 — 8)10-12 м3 . Залежь масив ная, сводовая, тектонически обмежена. Глибина залягання покрівлі ре зервуара 2100—3300м. Є нафтова облямівка.

Пластовая газоконденсатна суміш характеризувалася наступним на чальным усередненим складом, % (молярные частки): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат мав початкову щільність близько 0,745 г/см3, у якому метанових вуглеводнів становила, % (молярные частки), 71; ароматичних 11,9; наф теновых 17,1. У конденсате було від 0,5 до 1,2% парафіну, від 0,02 до 0,09 % сірки. Нафта нафтової оторочки легка (щільність 0,826 — 0,841 г/см3), высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), вміст сірки у ній від 0,15 до 0,22%.

Початкові запаси газу на Вуктыльском родовищі становили 429,5 млрд. м3, конденсату 141,6 млн. т, Початкова характеристика пластовою системи оцінювалася такими середніми величинами: пластовий давле ние 36,3 МПа, температура 62 °З, тиск початку конденсації пластової вуглеводневої суміші 32,4МПа, конденсатогазовый чинник 360 г/см3.

Розробка Вуктыльского НГКМ була започаткована 1968 р. Генеральний план розстановки свердловин на родовищі формувався відповідно до принципами, обгрунтованими в проектах ОПЭ і розробки. Буре ние експлуатаційних свердловин розпочався 1968 р. Залежь разбурива лася не відступаючись від генерального плану, беручи до уваги необхідних уточ нений, що з рельєфом місцевості і видачею резервних точок вза мін ліквідованих свердловин.

Поєднання ОПЭ з розвідкою дозволило з 44 розвідувальні свердловини використовувати 28, тобто. 21 свердловину перекласти на експлуатаційні, шість — в контрольно-спостережні й одне — в пьезометрические.

Темпи введення свердловин у експлуатацію різко відставали проектних, до того ж час обсяги власного видобутку газу та конденсату відповідали проекту.

Перші чотири роки розроблявся лише північний купол, в кото ром зосереджена основна частка запасів газу та конденсату. Південний ку підлогу введений у правове розробку в 1973г. Среднесуточные дебети підтримувалися на максимально можливий рівні. У цьому більшість свердловин (близько 80 %) працювало одночасно по ліфтовим трубах і затрубному простору і за максимально допустимих депресіях, складових від 6 до 8 МПа. Діапазон дебитов у період було дуже великий — від 200 до 2000 тис. м3/сут. По 15 свердловин середньорічний дебіт був 1000 тис. м3/сут, по 40 свердловин від 500 до 1000 тис. м3/сут.

З огляду на великий поверх газоносності і складна будова месторож дения, для контролю над поведінкою пластового тиску з поклади ре зультаты всіх вимірів призводили до середньозваженої за запасами тривіально сти з позначкою мінус 3025 м. Розподіл тиску з свердловин до на чалу розробки родовища визначалося становищем свердловин на структурі та оцінкою розкритих інтервалів. Середнє початкова пластовий тиск на середньозваженої площині становило 36,3 МПа.

Эксплуатационное буріння дозволило до початку 80-х довести фонд діючих свердловин до півтори сотні. Проте, оскільки буріння відставало від проектних обсягів відбору газу, свердловини працювали з відносно великими депресіями. До цього періоду часу на міс торождении досягнуто максимальні відбори газу — 18—19 млрд. м3 на рік. З 1982—1983гг. почався період падаючої видобутку (рис. 1, табл. 1.).

ААА

Динаміка показників розробки Вуктыльского НГКМ

Показник Рік розробки
1968

1970

1975

1980

1985

1990

1995

 

Вилучення газу,

млрд. м3

0.06

0,5

2.815

2,249

Вилучення конден-

сата, млн. т

0.02

0,18

1.705

1,900

0.719

0,460

U32Q3

0,200

0.2155

0,0789

Середньорічний фонд

діючих сква-

2

3

15

49

59.

63

т

118

145

140

т

155

152

155

жин
Середній дебіт однієї 2Q

1100

Схожі реферати:

Навігація