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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

о<- о

10 20 30 40р,МПя

Рис. 1.35. Газоконденсатная характеристика q и график изменения иасыщеи-ности S системы жидкой фазой в процессе дифференциальной конденсации (а), динамика при различных давлениях воздействия: углеводородоотдачи пласта от текущих запасов {б), извлечения высококипящих фракций от текущих запасов (в), углеводородоотдачи пласта от начальных запасов (г )

75 50 25 О

Методика расчета процесса вытеснения сухим газом пластовой системы основана на решении дифференциальных уравнений многокомпонентной фильтрации безытерационным численным методом в допущении изотермичности процесса, локального термодинамического равновесия и справедливости обобщенного закона Дарси для фаз.

Расчеты были проведены для линейной модели пласта длиной 3 м, пористостью 25 % и проницаемостью 4,7-10"* м, заполненной при выбранных давлениях смесями, соответственно моделирующими пластовую смесь. Сухой газ моделировался метаном.

Метан в процессе фильтрации вытесняет равновесную пластовую газовую фазу и вызывает интенсивный массообмен между фазами, приводящий к существенному испарению ретроградного конденсата и снижению насыщенности норового пространства модели пласта углеводородной жидкостью. При этом насыщенность жидкой фазой всегда существенно ниже "критической", т.е. жидкая фаза неподвижна и весь массоперенос происходит в газовой фазе.

Прокачка двух поровых объемов метана при давлении 22 МПа позволяет извлечь практически 100 % С2 -С4 и 32 % углеводородов С5+. При этом фракция Ф, (М„од = 107) извлекается на 72 %, Ф2 (М„од = 161) - на 19 %, а Фз (М„од = 237) - на 9 %. При более низких пластовых давлениях прокачка двух поровых объемов модели пласта дает существенно более низкое извлечение углеводородов С5+, а тяжелая фракция Ф3 (Мд = 237) практически не вытесняется.

Для сравнения эффективности процесса при разных пластовых давлениях следует привести объемы закачиваемого газа к одной единице измерения. В качестве такой единицы выбрано необходимое количество метана для прокачки одного норового объема пласта при давлении 22 МПа.

Расчеты показывают (рис. 1.35, б), что для давления 3 и 6 МПа (ветвь прямого испарения) для полного извлечения углеводородов С2 -С4 требуется существенно меньшее количество закачиваемого газа. Компоненты С5 - Се (рис. 1.35, в) извлекаются при давлениях ниже давления максимальной конденсации полнее, чем при давлениях до максимальной конденсации ( в исследуемом диапазоне). И лишь наиболее тяжелые фракции (Мд = 161 и выше) эффективно переходят в газовую фазу при более высоких пластовых давлениях. Так, для добычи всех запасов углеводородов С2 -С4 следует прокачать 0,3 относительной единицы измерения объема закачиваемого метана при давлении 3 МПа и около двух - при давлениях 16 и 22 МПа. Прокачка двух относительных единиц измерения метана позволяет извлечь 80 % фракции Ф, при давлениях воздействия 3 МПа, 65 % при 6 МПа, 60 % при 7,7 МПа, 57 % при 16 МПа и 72 % при 22 МПа. В целом, с учетом дополнительного извлечения при истощении до более низких давлений, при равном количестве закачиваемого сухого газа извлечение углеводородов С5+ в диапазоне давлений 3 - 7,7 МПа соизмеримо с извлечением при воздействии в диапазоне давлений 7,7 - 22 МПа (рис. 1.35, г).

Таким образом, исследования, с одной стороны, показали, что воздействие на газоконденсатный пласт неравновесным газообразным агентом (сухой газ) в областях прямого испарения не снижает удельную компонентоотдачу (на 1 м закачиваемого газа) пласта по сравнению с воздействием при более высоких пластовых давлениях. С другой стороны, технико-экономические показатели такого процесса, особенно для месторождений с целевыми продуктами углеводородов С2 - Cg, могут оказаться существенно

выше за счет снижения объемов консервируемого газа, возможности бескомпрессорной закачки и более высокого коэффициента охвата.

Был выполнен также большой объем теоретических и экспериментальных исследований с целью научного обоснования таких методов повышения конденсатоотдачи при разработке ГКМ, которые базируются на учете особенностей группового и компонентного состава пластовой углеводородной смеси, что позволяет повысить степень извлечения высокомолекулярных углеводородов этой смеси.

Как известно, многообразие составов природных газов определяет - наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей - физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения.

Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют промежуточные углеводороды - этан, пропан, изо- и нормальный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5 - 30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10 - 20 до 85 - 95 % промежуточных углеводородов [46, 16]. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции Cj -С4, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции Cj - С4 обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термобарических условий (табл. 1.22). Соответственно вовлекаются в межфазный массообмен другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. По данным работ [31, 45] существует прямая связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции Сг -С4 и выходом стабильного конденсата (С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России

Таблица 1.22

Некоторые физико-химические свойства иизкомолекулярных алканов