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

приведенного перепада давления (отношения перепада к общему фону "пластового" давления). Эти данные в последующем анализировали и строили соответствующие графические зависимости.

Экспериментальное и аналитическое определение фильтрационных и реологических характеристик флюида при пластовых давлении и температуре производилось с целью оценки гидродинамических условий фильтрации в разрабатываемой залежи.

Характеристики определяли как для однофазной газоконденсатной смеси - при высоком пластовом давлении, соответствующем начальным условиям залежи, - так и для равновесных фаз при давлениях, соответствующих двухфазной области. Компонентные составы равновесных фаз принимали на основании результатов термодинамических расчетов, используя разработанную специально математическую модель пластовой смеси Западно-Соплесского ГКМ. Поскольку предварительные термодинамические и геохимические (спектрографические) исследования свидетельствовали о существовании термодинамического равновесия в залежи на всех этапах ее разработки, включая начальные (до начала отбора газа и конденсата), при проведении расчетов принималось существование межфазного равновесия в системе. Экспериментальные и аналитические исследования дают близкие результаты. В процессе разработки на режиме истощения по мере снижения пластового давления газоконденсатная и нефтяная системы претерпевают глубокие фазовые превращения. При этом в газоконденсатной зоне увеличивается насыщенность порового пространства жидкой углеводородной фазой, в нефтесодержащей зоне, напротив, происходит дегазация нефти и снижение нефтенасыщенности порового пространства. Одновременно с изменением относительных насыщенностей порового пространства по мере снижения пластового давления происходят изменения плотности и вязкости фаз (табл. 1.10-1.13, рис. 1.13 - 1.14). Плотность и вязкость газовой фазы уменьшаются, жидкой фазы, наоборот, увеличиваются, что приводит к резкому увеличению относительной плотности и относительной вязкости жидкой фазы. Следствием таких изменений фазовых насыщенностей, плотности и вязкости фаз является очень значительное ухудшение гидродинамической подвижности жидкой углеводородной фазы и смеси в целом за счет соответствующей динамики фазовых проницаемостей флюидов.

Таблица 1.10

Основные данные экспериментов по фильтрации проб флюидов газоконденсатной залежн Западно-Соплесского ГКМ

Продолжение табл. 1.10

Таблица 1.11

Основные данные экспериментов по фильтрации проб флюидов жидкостной зоны Западно-Соплесского ГКМ

Молекулярная масса жидких углеводородов 197,8 г/моль. Средняя вязкость, эксперимент (расчет): 0,5115 (0,490) мПас.

Молекулярная масса жидких углеводородов 199,8 г/моль. Средняя вязкость, эксперимент (расчет): 0,5111 (0,490) мПас.

Цгф. Цжф. мПа с мПа - с

50 40 30 20 10 О р,МШ

0,05 - 0,25

0,04 - 0,2

0,03 - 0,15

0,02 - 0,1

0,01 0,05

50 40 30 20 10 О /7, МПа

Рис. 1.13. Отиосительная плотность флюидов Западно-Соплесского ГКМ (ЗСГКМ) в условиях, соответствуюпц1х пластовым (газоконденсатная зона)

Рнс. 1.14. Относительная вязкость флюидов ЗСГКМ в условиях, соответствуюпц1Х пластовым (газоконденсатная зона)

Таблица 1.12

Относительная плотность флюидов ЗСГКМ в пластовых условиях (расчетные значения)

Таблица 1.13

Относительная вязкость флюидов ЗСГКМ в пластовых условиях (расчетные значения)

Все изложенное выше объясняет ухудшение эксплуатационных характеристик продуктивных скважин в процессе разработки залежи, во многих случаях вплоть до прекращения отборов продукции. Это обстоятельство следует рассматривать в качестве определяющего при оценке перспектив воздействия на пласт Западно-Соплесского газоконденсатного месторождения с целью повышения углеводородоотдачи.