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

Рнс. 2.30. Изотермы растворимости в сжатом природном газе широких фракций нефти парафинового (кривая 1), ароматического (кривая 3) и нафтенового (кривая 4i основания при 50 °С (см. табл. 2.7)

ее растворимости в газе, в то время как при низких давлениях и температурах существует взаимозависимость состава нефти и ее растворимости в газе. Отсюда, очевидно, можно сделать вывод, что на завершающей стадии разработки газоконденсатонефтяных месторождений при относительно низких пластовых давлениях (около 5-10 МПа) возрастает роль экспериментальных исследований в прогнозировании поведения конкретных газоконденсатных и газоконденсатонефтяных смесей.

С.Н. Бузинов с сотрудниками при участии автора экспериментальными методами исследовал процесс испарения выпавшего конденсата при эксплуатации газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. В качестве физической модели пласта использовали трубу длиной 1 м с внутренним диаметром 4,3 • 10~ м, в которой был утрамбован кварцевый песок. Проницаемость модели составляла 2- 10"" м, пористость - 25 %. Сначала воспроизводили процесс истощения газоконденсатного пласта от давления 17,2 МПа (давление начала конденсации) до 3,4 МПа при заданной пластовой температуре 21 °С. Пластовый газ начального состава моделировали многокомпонентной углеводородной смесью, содержащей (молярная доля, %): С, - 87,2; Сз - 7,0; С4 - 2,0; С5 - 3,8.

Начальное количество стабильного конденсата (С5+) в газе составляло около 157 г/м, молярная масса - 95,4 г/моль. После истощения модели пласта в нее закачивали газ, повышая пластовое давление в разных опытах до 5,9; 9,8 и 14,7 МПа. Систему выдерживали для установления межфазного равновесия в течение 5-10 сут. Затем из модели пласта отбирали пробы

40 р,МПя

Таблица 2.7

Характеристика широких нефтяных фракций

газа для анализа компонентного состава и определения величины равновесного содержания конденсата в пластовой газовой фазе. В первой серии опытов закачку и отбор газа производили через один и тот же торец модели, во второй серии - через разные торцы. Молярная доля (%) компонентов в закачиваемом газе была следующей: Ci - 95,86; С3 - 3,38; С4 - 0,52; С5+ - 0,24. Результаты опытов представлены на рис. 2.31 и 2.32. Из рисунков четко следует, что при давлениях от 5 до 10 МПа извлечение выпавшего конденсата с помощью прокачиваемого газа идет в очень низком темпе, если сопоставлять отборы конденсата с его остаточными запасами (см. рис. 2.31, графики 2 и 3).

Следует учитывать, однако, что эксплуатация истощенного ГКМ в режиме подземного хранилища газа может рассматриваться как метод повышения конденсатоотдачи конкретного месторождения, поскольку объем прокачки газа в этом случае практически не ограничен. Для осуществления промышленных отборов остаточного конденсата необходимо решать задачу достаточно полного извлечения тяжелых углеводородов (С5+) из газа при низком содержании этих углеводородов в отбираемом газе и в условиях относительно низких давлений на забое и устье скважин.

Экспериментальные и аналитические исследования Т.П. Жузе, СЛ. Зак-са, Г.С. Степановой, В.В. Юшкина, а также газопромысловая практика свидетельствуют о том, что на завершающей стадии разработки ГКМ содержание С5+ в добываемом газе составляет от 50 - 70 до 10 - 30 % содержания, зафиксированного в период начала разработки месторождения. Абсолютные величины содержания фракции С5+ в добываемом газе при пластовых давлениях ниже 10 - 15 МПа колеблются от 30 - 50 до 80-100 г/м, т.е. являются относительно низкими. Вспомним, что на завершающей стадии разработки большинства ГКМ добывается всего 3 - 5 % извлекаемых запасов конденсата.

Анализ опубликованных работ показал, что, несмотря на выдвигавшиеся разными исследователями предложения о закачке в газоконденсатный пласт как на начальной стадии, так и на завершающей стадии разработки обогащенного промежуточными компонентами газа с целью повышения конденсатоотдачи пласта, механизм и эффективность извлечения конденсата обогащенным газом на завершающей стадии разработки совсем не исследованы.

Cj+.r/M

Cj+.riM

Рис. 2.31. Динамика содержания С, в продукции в зависимости от количества объемов пор V прокачанного через пласт сухого газа: 1, 2, 3 - давление соответственно 14,7; 9,8 и 5,9 МПа

10 /MПa

Рис. 2.32. Содержание в продукции С, при закачке и отборе газа через разные (кривая 1) и одну (кривая 2) "скважину"

в связи с этим под руководством автора выполнены экспериментальные исследования фазовых равновесий, позволяющие оценить вклад фильтрации газовой фазы в процесс переноса конденсата при нагнетании в истощенный газоконденсатный пласт газов, содержащих более 20 % (молярная доля) промежуточных компонентов (Cj + С3 + С4). Методикой опыта предусматривались следующие этапы, выполняемые последовательно:

подготовка в рабочей бомбе двухфазной газоконденсатной смеси;

подготовка во вспомогательной бомбе углеводородного газа заданного состава;

изобарический отбор части равновесной газовой фазы из рабочей бомбы с контролем количества отбираемого газа и анализом его компонентного состава;

закачка в рабочую бомбу углеводородного газа заданного состава объемом, равным в пластовых условиях объему отобранной на предыдущем этапе равновесной газовой фазы.

Да последних этапа повторяли в каждом опыте до получения заданного накопленного объема закачанного углеводородного газа. В исходной двухфазной газоконденсатной системе при заданных давлении 10 МПа и температуре 62 °С равновесная газовая фаза составляла 0,875 ± 0,01 общего объема системы. Составы фаз исходной системы приведены в табл. 2.8. В качестве нагнетаемых газов исследованы типичные газы дегазации сырого конденсата, обогащенные в различной степени компонентами С2+ (табл. 2.9).

Таблица 2.8

Составы (молярная доля, %) равновесных при условиях опыта газовой и жидкой фаз

Примечание. Конденсатогазовый фактор (КГФ) газовой фазы системы - 74,2 г/м, молярная масса С. в газовой фазе - 87,5 г/моль.

Таблица 2.9

Состав закачиваемых газов