Газоконденсатное месторождение (ГКМ)

Газоконденсатное месторождение (ГКМ) - это одна или несколько газоконденсатных залежей, приуроченных к единой ловушке.

Некоторые залежи могут сопровождаться небольшими нефтяными оторочками непромышленного значения.

Углеводороды в газоконденсатном месторождении в пластовых условиях находятся преимущественно в газообразном состоянии, а тяжелые углеводороды (C₅⁺) растворены в газе под высоким давлением.

Когда природный газ поднимают на поверхность, давление падает. При снижении давления ниже точки начала конденсации часть углеводородов конденсируется в жидкую фазу - газовый конденсат.

При слишком быстром падении давления, конденсат может выпадать прямо в порах пласта, особенно значительно при q свыше 200 г/м³. Запасы такого газового конденсата - трудноизвлекаемые.

Типичные значения q:

• низкое содержание: 50–150 г/м³ - обычно для сухих газовых залежей с небольшим количеством тяжёлых фракций;
• среднее: 150–300 г/м³ - типичная газоконденсатная залежь;
• высокое содержание: 300–500 г/м³ и выше - залежи с жирным газом (ачимовские отложения, ряд залежей Уренгойского месторождения, Бованенковское).

По наличию залежей ГКМ подразделяют на 2 вида:

• однозалежные,

• многозалежные.

В многозалежных ГКМ (в верхней части разреза) часто имеются скопления газа, практически не содержащие конденсата.

ГКМ обнаружены в пределах нефтегазоносных бассейнов платформенного типа и складчатых областей.

ГКМ характеризуются:

• газовым состоянием системы в каждой залежи (отсутствие или наличие нефтяной оторочки, даже незначительной);
• изменением количества газового конденсата (г/м³), выделяющегося при различных давлениях и температурах (изотермы и изобары конденсации), и т.д.

Содержание стабильного конденсата q (г/м³), давление максимальной конденсации Рмк и начала конденсации Рк обычно возрастают сверху вниз по разрезу ГКМ по мере увеличения глубины залегания залежи и пластового давления.

Для ГКМ Рмк варьирует в диапазоне 5-7,5 МПа, изредка превышает 10 МПа.

Состав пластового газа колеблется в широких пределах.

Основной компонент газов большинства ГКМ - метан (концентрация 70-95 молекулярных %).

Редко встречаются ГКМ, в которых жидкие углеводороды растворены в сжатом углекислом газе (75-90 молекулярных %).

Содержание гомологов метана (С₂Н₆ + высшие) в пластовом газе 4-25 молекулярных %, Н₂S 0-30%, N₂ 0,2-7%, CH₁₂ + высшие (конденсата) 0,4-10 молекулярных %.

В конденсатах многопластовых ГКМ сверху вниз по разрезу обычно снижается содержание метановых и возрастает концентрация ароматических углеводородов.

Технологии добычи углеводородов на ГКМ:

• сайклинг‑процесс (закачка сухого газа в пласт). Чтобы удержать давление выше точки обратной конденсации и не потерять конденсат в пласте, часть очищенного от газового конденсата добытого газа закачивают обратно. Это один из главных приёмов для повышения конденсатоотдачи;
• низкотемпературная конденсация (сепарация). На промысле газ охлаждают, чтобы сконденсировать тяжёлые фракции и отделить газовый конденсат. Это типовая технология подготовки газа на ГКМ;
• контроль фазового поведения. Нужны детальные PVT‑исследования (давление–объём–температура) пластовой смеси, чтобы правильно спроектировать режим работы скважин и систему сбора.

Конструкция скважин. Часто применяют двухколонную конструкцию: кондуктор и эксплуатационную колонну, чтобы надёжно изолировать интервалы с разными давлениями и предотвратить перетоки. Диаметр ствола на начальном интервале подбирают с учётом ожидаемых дебитов и требований к устойчивости стенок.

Для снижения потерь конденсата эксплуатация ГКМ осуществляется с помощью сайклинг-процесса.

Но и в этом случае (из-за несоответствия количества закачиваемого и добываемого газа, неполного охвата пласта процессом вытеснения) полностью предотвратить потери не удается.

В процессе разработки газоконденсатного месторождения изменяется фазовое состояние пластовых смесей.

Вследствие этого состав добываемого газа непрерывно меняется.

Для извлечения конденсата из добываемого газа в промысловых условиях применяют низкотемпературные сепарационные и адсорбционные установки.

Если в газе содержится мало конденсата или запасы его невелики, газоконденсатные месторождения разрабатываются как обычные газовые.

Подавляющее большинство ГКМ мира принадлежит к месторождениям смешанного типа, т. е. наряду с газоконденсатными содержат газовые и нефтяные залежи или оторочки.

Наиболее известные газоконденсатные месторождения в России - Уренгойское, Ковыктинское, Чаяндинское, Бованенковское; за рубежом - Хасси-Рмель (Алжир), Панхандл-Хьюготон (США), Гронинген (Нидерланды).