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

Рис. 2.50. Схематический профиль сводовой пластовой газокоидеисатной залежи с нефтяной оторочкой:

а - схема контуров залежи; 6 - разрез залежи с нефтяной оторочкой

Рис. 2.51. Схема опытного участка (см. рис. 2.50).

Скважины: / - нагнетательные, 2 - эксплуатационные; контур ВНК: 3 - внешний, 4 - внутренний; контур ГНК: 5 - внешний, б - внутренний

---V

, •> - 1

Х--Л * * .1

\

ЕЗ ЕЗ ЕЗ ЕЗ

(2.30)

10-5 м.

где а = 24,4, Ъ = 2,5, с = 3,5, 1с,р = 13,26

На рис. 2.51 представлена схема выбранного опытного участка. В соответствии с этой схемой произведена аппроксимация опытного участка в виде полосообразной залежи с размерами (в м) и положениями внешнего и внутреннего контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, указанными на рис. 2.52.

200 м

* i*- * гы I I I

Вода

77777JfT7777TY7777-Y77777pT7777fpT ВНК ГНК

JJLLLL

Т7Т7Т7

> Газ

777777777777777ТП77777777777777

Рис. 2.52. Аппроксимация опытного участка:

/, II, III, rV - номера расчетных фрагментов; /, 2, 3, 4, 5 - галереи, аппроксимирующие ряды скважин; скважины: А - нагнетательные, В - эксплуатационные; штриховкой показаны непроницаемые границы

Аппроксимированная залежь (опытный участок) разбивается на фрагменты прямолинейными галереями. При этом для предотвращения продвижения газа, газовой шапки и воды в нефтяную зону нагнетательные галереи размещены на внешнем контуре ВНК и внутреннем контуре ГНК, а также в центральной части чисто нефтяной зоны, между нагнетательными галереями размещены эксплуатационные. Таким образом, опытный участок разбит на четыре фрагмента (см. рис. 2.52). Запасы нефти /, Я, Ш и IV расчетных фрагментов составили 0,223; 0,259; 0,259 и 0,259 от запасов опытного участка (которые приняты равными 2280 тыс. т).

При выборе растворителя исходим из ассортимента продуктов газохимического комплекса, действующего на базе основной газоконденсатной залежи рассматриваемого гипотетического месторождения, а именно:

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

"обогащенный" газ;

этан;

диоксид углерода (COj).

Компонентный состав (молярная доля) широкой фракции легких углеводородов следующий:

Метан

Этан

Пропан

1,5% 2,1 % 58,6%

Бутаны

Пентаны

Гексан

26,5%

9,8%

1,5%

Итого: 100 %

В пластовых условиях (t - 33 °С и Рцд - 20 МПа) данная углеводородная смесь (ШФЛУ) представляет собой жидкость, практически неогра-

ниченно смешивающуюся с нефтью, чем достигается достаточно высокий коэффициент вытеснения, принятый равным 0,96.

Плотность ШФЛУ в пластовых условиях определена опытным путем и равна 510 кг/м.

Если нет возможности определить плотность растворителя опытным путем, можно воспользоваться методикой работы [27].

Вязкость ШФЛУ в пластовых условиях определяется либо опытным путем, либо рассчитывается по составу с использованием методики [27]. В нашем случае вязкость ШФЛУ определена в 0,233 мПа • с.

В качестве обогащенного газа предлагается использовать смесь из природного газа и широкой фракции легких углеводородов. Компонентный состав обогащенного газа для условий залежи рассчитывался через критические параметры исходных смесей с использованием методики [27]. Количественная оценка фазовых превращений системы "обогащенный газ -нефть" при условиях, близких к смешивающему вытеснению, производилась по методике [28].

В табл. 2.12 представлены компонентные составы обогащенного газа и исходных углеводородных смесей.

Константы равновесия для рассматриваемой системы выбирались из атласа NGAA при доле нефти в системе равной 20 % и р„ = 70 МПа. Нефть моделировалась гексадексаном.

Расчет равновесного разделения смеси на газовую и жидкую фазы в пластовых условиях производили по уравнениям концентрации методом последовательных приближений.

Плотность, вязкость и молекулярную массу газа и жидкости, которые приведены в табл. 2.13, определяли по методике работы [27].

Коэффициент растворимости закачиваемого обогащенного газа в нефти рассчитывался по формуле

(2.31)

-V5„

/ Pi

где Лж, - количество молей j-ro компонента в жидкой фазе объема за

Таблица 2.12

Компонентный состав обогащенного газа и исходных углеводородных смесей, %