Оценка конденсатоотдачи


Газоконденсатными, как понятно, именуются такие залежи, из газа которых при понижении давления выделяется водянистая углеводородная фаза — конденсат. Различают конденсат сырой и стабильный. Учет запасов и расчет коэффициента извлечения конденсата делается по стабильному конденсату.

Стабильным конденсатом именуется углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов С5+ при атмосферных критериях. Стабильный конденсат получают из сырого конденсата методом его дегазации. В промышленных критериях в стабильном конденсате содержится менее 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 обычным условиям, либо в пересчете на сухой газ при этих критериях соответственно на размер пластового либо сухого газа в м3.

Изначальное возможное содержание конденсата и его изменение в процессе разработки в связи с снижением пластового давления определяются по результатам особых промысловых и экспериментальных лабораторных исследований.

В процессе разработки месторождения по мере понижения пластового давления проводится исследование скважин на газоконденсатность с целью уточнения текущего содержания конденсата в добываемом газе.

При исследовании на газоконденсатность месторождений, характеризующихся огромным этажом газоносности (выше 300 м) и наличием нефтяных оторочек (типа Карачаганакского, Оренбургского и др.), возможное содержание конденсата по высоте залежи возрастает сверху вниз и определяется в скважинах, расположенных на разных гипсометрических отметках и участках площади.

Уменьшение в процессе разработки потенциального содержания конденсата в пластовом газе происходит в итоге дифференциальной конденсации углеводородов С5 +, переходящих в водянистую фазу при понижении пластового давления.

Конденсация углеводородов в пласте вызывает изменение не совсем только его содержания, да и компонентного состава добываемого газа и конденсата.

С увеличением потенциального содержания конденсата в пластовом газе интенсивность конденсации углеводородов растет. В зависимости от состава пластового газа, содержания конденсата и термобарических критерий коэффициент извлечения конденсата при разработке на естественном режиме истощения меняется в широких пределах, приблизительно от 0,9 до 0,2. К примеру, по Вуктыльскому месторождению он составил 0,3, и общие утраты конденсата составили 1 00 млн. т.

Утраты конденсата обусловливаются выпадением его в пласте и прекращением фонтанирования газоконденсатных скважин при сравнимо больших пластовых давлениях вследствие скопления воды в призабойной зоне и стволе скважин из-за недостаточной энергии для ее выноса на поверхность. Для продления эксплуатации газоконденсатных скважин с высочайшим содержанием конденсата при разработке на истощение применяется газлифтный метод и остальные технологии.



<< В начало < Предыдущая 1  2  Следующая > В конец >>