Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 [ 59 ] 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

пз 1 кмоль нефти при снижении давления от р„с До 0,1 МПа. Если считать, что Се + более тяжелые - нелетучие компоненты нефти, то

1100 • 0,29

247 • 0,207

28,7 - 0,021 .

1 + (1100-1)F 1 + (247-1) F "Г" 1 + (28,7-1) F +

. 8,0-0,032 2,5 - 0,058 0.8 - 0,032

1 + (8,0-1) V 1 +(2,5-1) V + i-f(0,8-l) V

Методом проб и ошибок находим, что равенство обращается в тождество при V = 0,319, так как при этом получим

0,091 + 0,644 + 0,061 +0.079 + 0.098 + 0,027 = 1.

Таким образом, при однократном разгазировании из 1 кмоль пластовой нефти выделяется 0,319 кмоль газа. Мольный состав выделяющегося газа оказывается следующим.

Уравнения концентрации применяются также для расчета изотерм конденсации, состава и количества вьшадающего конденсата при переработке газа и т. д. Такие уравнения можно использовать для расчета давления насыщения, если известен состав фаз. Так как при давлении насыщения объем газовой фазы равен нулю {V = 0), то уравнение концентрации (IV.30) в точке давления насыщения примет следующий вид:

2iKiNi=--i. (IV. 31)

Это уравнение также решается путем последовательных проб и приближений. Теоретически уравнения концентрации можно применять для прогнозирования нефтяной оторочки или газовой шапки по продукции первых скважин. Если, например, полученная нефть не насыщена газом, то вычисленное давление насыщения будет меньше пластового. Следовательно, газовой шапки в пласте не существует.

Если из скважины получен чистый газ, то по его составу можно (в принципе) выяснить, есть ли в пласте нефть. Для этой цели можно использовать уравнение начала конденсации

1L К,

(IV. 32)

Методом проб и последовательных приближений находят такое давление, при котором уравнение (IV.32) превращается в тождество. Это давление будет соответствовать началу конденсации данной

смеси газов. Следовательно, вычисленное давление должно быть больше пластового, если в коллекторе нет нефти. Практическое применение уравнений концентрации для прогнозирования оторочки нефти и газовой шапки сильно осложняется из-за отсутствия данных о коэффициентах распределения углеводородов в пластовых условиях.

Имеются и другие трудности, снижающие достоверность этих расчетов - неоднородность состава углеводородов в различных частях залежи, недостаток сведений о генезисе месторождений нефти и газа, сложность учета большого многообразия условий залегания нефти и газа в природных коллекторах, влияющих на фазовое состояние углеводородов и т. д.

В заключение следует отметить, что в связи с трудоемкостью расчеты изотерм конденсации многокомнонентных углеводородных систем проводятся с применением электронно-вычислительных машин 1 [43].

1ТребинФ. А., Гуревич Г. Р., Гриценко А. И., Ширковский А. И. О точности аналитического расчета фазовых диаграмм углеводородных смесей. «Нефтяное хозяйство», 1970, № 7.

ГЛАВА V

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты.

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтеносного пласта.

В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной.

Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой из пласта нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие хуже. Поэтому свойства пластовых вод имеют большое значение в промысловой практике.

§ 1. СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНОЙ (СВЯЗАННОЙ) ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей - структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т. д.