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

темы необходимо определять, принимая характерные для этой системы значения факторов, образующих параметр о. Выполненные автором эксперименты свидетельствуют о возможности оптимизации процесса вытеснения выпавшего конденсата обогащенным газом, основанной на анализе зависимости насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой от безразмерного параметра о.

Метод доразработки истощенного газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа

Значительное количество газоконденсатных месторождений, в том числе в России, уже выработано или находится на завершающей стадии разработки. Поскольку остаточные запасы жидких углеводородов в недрах этой группы ГКМ весьма велики (50 - 60 % от начальных запасов), то существует актуальная проблема повышения конденсатоотдачи объектов, характеризующихся истощенными энергетическими ресурсами, а именно, низким пластовым давлением.

В своих исследованиях автор уделил внимание этой важной проблеме. Результаты теоретических и экспериментальных работ 70 -80-х годов позволили сделать вывод о том, что одним из реальных вариантов ее решения является эксплуатация истощенного газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. Технико-экономические предпосылки данной технологии, в которой сочетаются регулирование сезонной неравномерности газопотребления в конкретном регионе и доразработка остаточных запасов конденсата, состоят в том, что материальные и финансовые потребности при добыче жидких углеводородов в этом случае существенно сокращаются вследствие "попутного" характера производства.

В данном разделе анализируются результаты исследований автора и его коллег по этой проблеме.

При фильтрации газовой фазы на начальной стадии разработки газоконденсатного пласта содержание С5+ в газовой фазе может быть весьма значительным.

Начальное содержание конденсата (г/м) в пластовом газе для отдельных ГКМ было следующим: Ново-Троицкое - 427, Вуктыльское - 360, Уренгойское (валанжин) - до 300.

Однако по мере снижения пластового давления содержание С5+ в газовой фазе падает вследствие уменьшения растворяющей способности метана, основного компонента газовой фазы, при падении давления в системе.

Поведение сжатых одно- или многокомпонентных углеводородных газов как растворителей конденсата или его аналога изучалось многими исследователями. Интерес для нас представляют работы Б. Сейджа,

т.п. Жузе, СЛ. Закса, А.Ю. Намиота, Г.С. Степановой и др. [И, 15, 29, 42, 47].

Б. Сейдж изучал, в частности, влияние степени обогащения системы метан - н-бутан - н-декан промежуточным компонентом (н-бутаном) на распределение н-декана между жидкой и газовой фазами при температурах от 15 до 137 "С и давлениях от 0,8 до 34,5 МПа.

В области низких давлений, соответствующих условиям истощенного газоконденсатного пласта (5-10 МПа), растворимость н-декана в газовой фазе весьма ограниченна и незначительно изменяется при изменении содержания н-бутана в этой фазе (рис. 2.28). Константы фазового равновесия н-декана в области столь низких давлений не превышают 0,07 - 0,08, основная масса н-декана сосредоточена в жидкой фазе независимо от количества промежуточных компонентов (н-бутана) в системе.

Г.С. Степанова экспериментальным путем исследовала растворимость в сухом газе (метане) углеводородов различных групп с целью вскрыть природу пластовых потерь конденсата при разработке ГКМ на истощение. Результаты выполненных ею расчетов показали, что чем выше пластовое давление, при котором начата закачка газа, т.е. чем больше масса закачиваемого газа, тем более резко изменяются фракционный состав С5+ и его содержание в газе. При давлении 5,4 МПа фракционный состав С5+ в газовой фазе (как и в жидкой) изменяется очень незначительно, количество перешедшего в газовую фазу конденсата (С5+) в первый период закачки несущественно увеличивается (от 59 до 64 г/м). После закачки более одного порового объема газа содержание С5+ в газовой фазе несколько уменьшается. Исследователь объясняет увеличение концентрации С5+ в процессе закачки сухого газа при низких давлениях тем, что при давлениях, близких

и-С,,,»/.

10 15

20 M-Ci,%

25 30 р,Ш1а

Рис. 2.28. Зависимость содержания х-С,, в равновесной газовой фазе от содержания в ней и-С, для системы С,+н-С.+н-С„ прн 71,1 °С

I, 2, 3 - давление соответственно 15,52; 10,35 и 5,52 МПа

Рнс. 2.20. Эффективность туймазинского попутного газа (кривые /, 2) и диоксида углерода (кривые /, 2) как растворителей нефти:

1, 1 - Ромашкинского месторождения (Татарстан); 2, 2 - Туймазинского месторождения (Башкортостан)

к давлениям максимальной конденсации этана, пропана и бутанов, присутствие их в газовой фазе уменьшает ее растворяющую способность по отношению к конденсату. Делается ссылка на данные Б. Сейджа (см. рис. 2.28), согласно которым при температуре 71,1 °С и давлении 5,52 МПа изменение молярной доли в газовой фазе н-бутана от О до 18 % слабо влияет на растворимость н-декана в газовой смеси, состоящей из метана и бутана, вызывая все более заметное уменьшение растворимости по мере возрастания количества н-бутана в газе свыше 8-12 %.

На примере Вуктыльского ГКМ Г.С. Степанова проанализировала влияние различных факторов на коэффициент дополнительного извлечения конденсата. Наибольшее влияние на интенсивность извлечения конденсата оказывают объем закачанного газа и пластовое давление, в значительно меньшей степени - состав газа. Изменение состава газа в широком диапазоне столь мало влияет на извлечение конденсата, что делается вывод о технологической нецелесообразности обогащения газа промежуточными компонентами при проектировании сайклинг-процесса, хотя не отрицается возможность получения определенного эффекта от добавления в закачиваемый газ пропан-бутановой фракции на начальной стадии разработки ГКМ. Отметим, что К.С. Басниев с соавторами предложил метод добычи выпавшего в пласте конденсата, также основанный на обогащении закачиваемого газа пропан-бутановой смесью и являющийся разновидностью частичного сайклинг-процесса.

СЛ. Закс провел экспериментальные исследования по извлечению из пористой среды нефтей различного состава углеводородными газами высокого давления (10 - 40 МПа) при температурах от 20 до 140 °С. Было установлено, что с повышением пластового давления растворимость нефти в прокачиваемом газе увеличивается, причем возрастает средняя молярная масса перешедших в газовую фазу углеводородов. Обогащение газа, содержащего в основном метан, промежуточными компонентами (зтан, пропан, бутан) и углекислым газом увеличивает растворимость в газе нефти. С повышением давления влияние состава газа на количество переходящих в газовую фазу углеводородов уменьшается (рис. 2.29).

Т.П. Жузе изучала растворимость в сжатом до 20 - 50 МПа природном газе нефтей многих отечественных месторождений. На рис. 2.30 приведены изотермы растворимости фракций, выделенных из нефтей парафиновой, нафтеновой и ароматической природы. По своим характеристикам фракции близки к газовым конденсатам (табл. 2.7). Природный газ содержал (массовая доля, %): метана - 74,2, этана - 11,9, пропана - 7,2, бутана - 4,3 и пентанов - 2,4. Исходное соотношение нефти и газа (по массе) во всех опытах было близко к единице. Было установлено, что растворимость углеводородов в газе зависит от их состава и увеличивается с ростом температуры и давления. В исследованном диапазоне давлений (20 - 50 МПа), значительно больших давлений, характерных для завершающей стадии разработки месторождений (5-10 МПа), растворимость нефти резко падает по мере приближения давления к нижней границе интервала. Отмечается повышение растворимости фракций в газе по мере возрастания отношения масс фракции и газа. С увеличением содержания легких компонентов в широкой фракции растворимость ее в газе растет при прочих равных условиях, однако это справедливо только при сходном групповом составе фракций. Был получен вывод, что при относительно высоких давлениях и температурах групповой и химический состав нефти мало сказывается на