Разработка газоконденсатных месторождений

 Продукция газоконденсатных месторождений содержит высококипящие углеводороды, растворенные в газе при начальных пластовых давлениях и температурах. 

Особенности разработки газоконденсатных месторождений

  • Особенности поведения многокомпонентных углеводородных систем предъявляют особые требования к разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений.
  • Газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение или с поддержанием пластового давления закачкой рабочего агента. При разработке на истощение газ и конденсат извлекают за счет пластовой энергии. По мере снижения давления в пласте конденсируются высококипящие углеводороды, что приводит к снижению конечной конденсатоотдачи пласта и дебитов  скважин.

Поддержание пластового давления может осуществляться следующим образом: 

1. Закачкой сухого, отбензиненного газа в объеме равном или несколько большем объема отбираемого газа (сайклинг- процесс). При этом конденсат не выпадает в пласте, извлекается потенциальное содержание до момента прорыва сухого газа в  добывающие скважины. При неоднородном строении коллекторов прорыв сухого газа происходит значительно быстрее, конечная конденсатоотдача снижается. Отрицательным фактором является также консервация запасов газа.

2. Закачкой сухого газа в объеме 40 – 60 % от добычи (частичный сайклинг – процесс). Преимущество метода в том, что извлекаются конденсат и частично газ. При этом коэффициент конденсатоотдачи будет ниже, чем при полном сайклинг – процессе , но выше, чем при разработке на истощении.

3. Закачкой воды (законтурное или внутриконтурное заводнение). При закачке воды запасы газа не консервируются, целевой продукт – газ и конденсат. Отрицательным фактором может быть преждевременная обводнение добывающих скважин при неоднородном строении коллекторов как по площади, так и по толщине пласта, макро – и микрозащемление газа.

Геолого – промысловое  изучение газоконденсатных месторождений проводится по такой же схеме, как и газовых. Однако значительное внимание при этом уделяется физико – химическим свойствам газовой смеси и определению величины давления, при котором начинает выпадать конденсат.

Залежи с повышенным и высоким содержанием конденсата следует разрабатывать с таким расчетом, чтобы пластовое давление в залежи не снижалось ниже давления, при котором из газа начинает выделяться жидкая фаза. Целесообразно поддержание пластового давления путем обратной закачки в пласт газа, освобожденного от конденсата. При такой технологии конденсатоизвлечение из пласта может достигать 80 – 90 %.

В зависимости от содержания стабильного конденсата (см3/см3) газоконденсатные месторождения делятся на четыре группы: 

  • с малым содержанием конденсата, 60 – 100; 
  • со средним, 100 – 200; 
  • с повышенным, 200 – 400; 
  • с высоким, более 400. 
Для разработки газоконденсатных месторождений с незначительным содержанием конденсата и эксплуатируемых без поддержания пластового давления, так же как и для газовых месторождений, характерны три периода добычи:   

1)  нарастающей;  

2)  постоянной;  

3)  снижающейся.

Первому периоду нарастающей добычи газа и конденсата соответствует форсированный ввод в эксплуатацию скважин и промыслового оборудования, а также прогрессирующий рост добычи газа и конденсата до уровня постоянного годового отбора. 

Продолжительность периода и темпы роста годового отбора газа и конденсата зависят от величины начальных промышленных запасов газа и конденсата на месторождении, величины запланированного постоянного годового отбора газа и конденсата, числа добывающих скважин, объема капитальных вложений. 

Период нарастающей добычи должен быть по возможности более коротким, поэтому разработку месторождений надо осуществлять в основном за счет ввода скважин по наиболее продуктивным и мощным эксплуатационным объектам.


Период постоянной добычи характеризуется устойчивым годовым отбором газа и конденсата, наиболее  высокими  технологическими и технико-экономическими показателями. Этот период должен быть более продолжительным, например для крупных месторождений 10 – 15 лет, а суммарная добыча к концу периода должна достигнуть 55 – 56 % от начальных запасов.

Период снижающейся добычи характеризуется уменьшением дебитов от постоянного до такого минимального, при котором эксплуатация становится экономически нерентабельной. Этот период более длительный, чем период постоянной добычи.

При составлении проекта разработки средних, крупных и уникальных месторождений годовой отбор газа и конденсата определяется в количестве  5 – 7 % от начальных извлекаемых запасов, для мелких – 7 – 8 %.

При обосновании начальных дебитов газа и конденсата прежде всего следует исходить из того, что проектный уровень добычи газа и конденсата должен обеспечиваться минимальным количеством добывающих скважин. Исходя из этого, начальные дебиты должны приближаться к свободным. 

Однако при этом следует учитывать факторы, которые ограничивают максимально возможные дебиты: 

  1. образование песчаных пробок, вынос частиц породы и разрушение оборудования; подтягивание краевых или подошвенных вод; 
  2. переохлаждение газа и возникновение термических напряжений в оборудовании, его обмерзание и гидратообразование; 
  3. сильное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны внешним давлением; 
  4. вибрация оборудования; потери пластовой энергии, которая расходуется на турбулентное движение газа; 
  5. техническое состояние скважины ( обводненность, негерметичность, некачественное цементирование ); 
  6. пропускная способность призабойной зоны скважины; пропускная способность системы газосбора и транспорта.

Текущие дебиты газа и конденсата определяются с помощью газодинамических расчетов, которые учитывают темпы падения пластового давления в залежи и темпы обводнения.   

👉Если газоконденсатное месторождение эксплуатируется без поддержания пластового давления, то добыча конденсата должна устанавливаться для любого из отмеченных периодов разработки в зависимости от величины годового отбора газа, соответствующих текущих потерь конденсата в пласте и экономически обоснованного коэффициента извлечения его из добываемого газа. 

☝Если газоконденсатное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления, то при составлении проекта разработки на основании гидродинамических, термодинамических и технико-экономических  расчетов по каждому месторождению устанавливаются годовые отборы газа и конденсата, период стабильной добычи газа и конденсата, продолжительность всего срока разработки месторождения и процент извлечения конденсата из залежи. Когда пластовое давление поддерживается путем закачки добытого газа обратно в пласт ( после извлечения из него конденсата ) следует форсировать извлечение конденсата из пласта, чтобы быстрее начать в последующем добычу и реализацию газа.

Выбор системы размещения проектных добывающих скважин определяется: природным режимом залежи, соотношением между площадями частей залежи во внешнем и внутреннем контурах газоносности, геологическими особенностями продуктивных пластов, их литолого-физическими и коллекторскими свойствами.

Анализ результатов моделирования систем размещения добывающих скважин позволил сделать вывод, что при значительном уменьшении проницаемости газонасыщенной части пласта по сравнению с водонасыщенной следует рекомендовать равномерное размещение скважин. Однако при определенных соотношениях проницаемостей коллекторов газонасыщенной зоны и водонапорной системы может оказаться более выгодным групповое центральное размещение добывающих скважин. Для выбора рационального варианта размещения добывающих скважин необходима технико-экономическая оценка всех рассмотренных вариантов. 

Расстояние между добывающими скважинами может меняться от 700 – 2500 м. Для газоконденсатных месторождений рекомендуются следующие системы размещения добывающих скважин:

1. Для полосообразной залежи два варианта размещения скважин: равномерно по всей газоносной площади залежи; в виде батареи вдоль продольной оси складки.

2. Для куполообразной залежи при газовом режиме добывающие скважины размещают равномерно по всей площади, что позволяет иметь давления на забоях скважин выше, чем при групповом расположении скважин в центральной части залежи.

При обосновании и выборе плотности размещения добывающих скважин учитывают геолого-промысловую характеристику пласта, режим дренирования, нормы отбора газа на скважину. В России газоконденсатные месторождения разрабатывают при средней плотности размещения добывающих скважин 50 – 100 га на скважину по сетке, которая близка к равномерной.

При проектировании разработки газоконденсатных месторождений рассчитываются показатели разработки как и в случае газового месторождения. 

При проведении расчетов определяются следующие основные показатели разработки залежи:

1.Пластовые, забойные, устьевые давления и температуры и изменения их во времени.

2.Дебиты газа и конденсата и изменение их во времени.

3.Число добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин и изменение их во времени.

4.Период бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации.

В случае разработки с поддержанием пластового давления определяются мощности по закачке агента, число нагнетательных скважин и изменение их во времени, время прорыва агента в добывающие скважины и др.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога