11.3.8. Газоконденсатні поклади

У пластових умовах газ може бути розчиненим у нафті повністю або існувати значною мірою у вільному стані. В першому випадку в пласті є лише одна рідка фаза, в другому — в пласті є дві вуглеводневі фази — рідка і газова.

За певного співвідношення температури і тиску в природних резервуа­рах може бути також одна фаза, але нерідко і газова.

Родовища, в яких рідкі й газоподібні вуглеводні знаходяться лише в газовій фазі, називають газоконденсатними, або дистилятними. У таких ро­довищах нафта ніби розчинена в газі. Зі зниженням тиску частина вугле­воднів із такої газової суміші переходить з газової фази у фазу рідку. Пере­хід вуглеводнів із газового стану в рідкий носить назву оберненої, або рет­роградної, конденсації.

Зазвичай газова фаза газоконденсатних родовищ складається із метану (80—94 %), пентану (2—5 %), а також більш висококиплячих вуглеводнів, вміст яких коливається від часток відсотку до 4 %. Іноді до складу газокон­денсатних покладів входять ще вуглеводневі гази.

У деяких газоконденсатних родовищах вміст важких вуглеводнів дуже малий. Наприклад, у Шебелинському родовищі (Дніпровсько-Донецька за­падина) за пластового тиску 25 МПа в газі в 1 м³ міститься лише 12 см³ пентану і більш висококиплячих вуглеводнів.

За вмістом конденсованих вуглеводнів розрізняють сухий і рідкий газ. У сухому газі конденсату в 1 м³ газу міститься понад 13,5 см³ рідких вугле­воднів, а в рідкому газі — 40 см³ і більше.

Кількість співвідношення рідкої і газоподібної фази в продукції, яку одержують із свердловини газоконденсатних родовищ, оцінюють не лише за вмістом конденсату в 1 м³ газу, а й за газоконденсатним фактором — відношенням кількості видобутих кубічних метрів газу до кількості одер­жаного конденсату (в кубічних метрах або в тоннах), уловлюваного в сепа­раторах і сорбційних установках. Чим багатший газ на конденсат, тим мен­ший газоконденсатний фактор.

В усьому світі відкрито понад 750 газоконденсатних родовищ. Близько 90 % газоконденсатних родовищ залягає на глибині понад 1500 м, при­близно 60 % — на глибині понад 2100 м.

Особливості розробки газоконденсатних родовищ полягають у та­кому.

Розробку газоконденсатного родовища починають з процесу висна­ження природного пластового тиску і добувають газ, насичений конденса­том, доти, доки пластовий тиск не буде близький до тиску початку ретро­градної конденсації.

Після експлуатації покладу на виснаження розпочинають закачування в пласт сухого газу для підтримки пластового тиску і витиснення сухим га­зом жирного газу із пласта.

Під час роботи газоконденсатного покладу на виснаження відстань між свердловинами приймають, як правило, не більше 800—1000 м, тому що у

міру підіймання газу пластовий тиск в покладі зменшується і вже в цей пе­ріод деяка кількість рідких вуглеводнів конденсується в пласті і безпово­ротно втрачається.

Як тільки сухий газ починає прориватись в експлуатаційні свердлови­ни, закачування газу в поклади припиняють і приступають до розробки на остаточне виснаження пласта.

Отже, в розробці газоконденсатних покладів можна виділити три етапи:

• розробка на виснаження;

• розробка з закачкою сухого газу;

• розробка на остаточне виснаження.

Така послідовність є економічно вигідною, оскільки закачка сухого га­зу в пласт на початковому етапі за високих пластових тисків у покладі, по­требує значних витрат. Необхідні також умови високого вмісту конденсату в газі і наявність достатньо високих розмірів покладу по запасах. У США, наприклад, якщо поклад газу має запаси, менші за 7 млрд м³, і містить конденсату менше, ніж 200 см³ на 1 м³ газу, газоконденсатні поклади із за­качкою сухого газу не розробляють.

За значних розмірів газоконденсатних покладів їх розробку рекомен­дується проводити за схемою колового процесу. Газоконденсат із пласта надходить у конденсаційну установку, конденсат відділяється в умовах максимального тиску, потім сухий газ, тобто без конденсату, надходить у компресори, де його стискають до тиску, який на 10—15 % перевищує тиск на устях свердловин, і під цим тиском закачують через нагнітальні сверд­ловини знову в пласт. Дуже часто пластовий тиск підтримують також до­датковою закачкою газу в пласт із інших газових пластів, тому що об'єм газу, одержаний безпосередньо із газоконденсатного покладу, завжди змен­шується після сепарації конденсату, а також відділення із газової суміші водяної пари.

Коловий процес розробки газоконденсатних покладів на практиці одер­жав назву "сайклінг процесу" від англійських слів "сусіе" — цикл, коло; "ргосезз" — процес.

Схеми розміщення нагнітальних і експлуатаційних свердловин для розробки газоконденсатних покладів аналогічні схемам розміщення сверд­ловин у разі площового заводнення нафтових покладів або площової за-качки газу в нафтовий поклад.

Відстані між експлуатаційними свердловинами, з урахуванням малої в'язкості газу і переважно високих пластових тисків залежно також від рів­номірності розподілу колекторних властивостей по пласту, часто беруть до­статньо великими — від 800 до 2000 м. Відстані між експлуатаційними і на­гнітальними свердловинами коливаються в межах 800—1200 м, але в кожно­му конкретному випадку враховують також фактори форми структури і її плікативного і розривного ускладнення.