Вопрос №18вторичные методы повышения конденсатоотдачи пласта

⇐ ПредыдущаяСтр 12 из 16Следующая ⇒

Конденсатоотдача будет наиболее высокой в том случае, если в пласте не происходит явление обратной конденсации углеводородной жидкости. Этого можно достичь закачкой в пласт рабочего агента для поддержания начального пластового давления. При таких условиях жирный пластовый газ вытесняется к забоям добывающих скважин газообразным или жидким рабочим агентом практически без расширения, т.е. без увеличения объёма. При разработке газоконденсатных залежей с большим этажом газоносности и содержанием конденсата (С5+), а также других ценных компонентов (сероводорода, гелия) в газе поддержание давления может производиться одновременно двумя рабочими агентами:

а) сухим газом;

б) водой.

Сухой газ закачивается в сводовую часть залежи, вода – под поверхность начального газоводяного контакта.

При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима (Wн = const), при образовании жидкой фазы в пласте коэффициент конденсатоотдачи можно увеличить различными методами воздействия на пласт и пластовый флюид:

1) прямым испарением жидкости в массу закачиваемого в пласт газообразного рабочего агента;

2) вытеснением жидкого углеводородного конденсата водой;

3) уменьшением коэффициента динамической вязкости углеводородного конденсата увеличением температуры.

В качестве газообразных рабочих агентов для закачки в пласт с целью испарения находящегося в его поровом пространстве неподвижного конденсата используются:

а) сухой газ, т.е. часть пластового газа (метан, этан, следы пропана), оставшегося после отделения от него в промысловых аппаратах конденсирующихся углеводородов;

б) сухой газ, обогащённый определённым количеством промежуточных компонентов (т.е. пропаном и бутаном) с целью увеличения растворяющей способности рабочего агента;

в) углекислый газ.

Уравнение мат. баланса газовой залежи (ГЗ) при газовом (ГР) и водонапорном режиме (ВНР).

УМБ прим-ся: для оценки ПР по методу средней скважины, при оценке запасов газа методом падения пластового давления, а диф. уравнение истощения ГЗ (ДУИГЗ) при оценке в период падающей добычи.

1) УМБ при ГР: М_нач = М_доб(t) + М_ост(t);

(1)М_ост (t) = М_нач – М_доб(t); r = r_ст×Р×z_ст×Т_ст/(z×Р_ст×Т);

– средневзвешенный по начальному поровому объёму залежи к-т газонасыщенности пласта. , a – к-т газонасыщенности элементарного порового объёма, W_н – начальный поровый объём.