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

3.3.3

Влияние термобарических параметров пласта и начального состава газоконденсатных смесей на накопление конденсата

в отличие от исследований влияния коллекторских свойств пласта на накопление ретроградного конденсата у забоя скважины при изучении зависимости этих процессов от свойств газоконденсатной смеси очень трудно выделить ключевые параметры. Это объясняется не только многообразием начальных составов газоконденсатных систем. Свойства природных углеводородных смесей определяются сложным взаимодействием индивидуальных углеводородов, из которых состоят эти смеси. Поэтому для газоконденсатных смесей практически невозможно выделить какие-либо параметры, изменение которых не ведет за собой изменения других параметров. Причем изменение компонентного состава с целью регулирования выбранного параметра может привести к качественному изменению ряда других свойств. Например увеличение плотности и вязкости жидкой фазы системы за счет ее утяжеления при искусственном добавлении более тяжелых компонентов (или увеличении их доли) естественным образом изменяет и такие параметры, как относительный объем жидкой фазы, КГФ, молекулярные массы фаз и т.д. Можно привести аналогичные примеры по регулированию других параметров газоконденсатных смесей. Следует помнить, что в значительной мере свойства газоконденсатной системы определяются термобарическими условиями. Таким образом, исследовать в "чистом" виде влияние на рассматриваемые процессы отдельно того или иного параметра газоконденсатной смеси невозможно. Поэтому представляется более целесообразным изучить рассматриваемые процессы для ряда газоконденсатных систем, совершенно различных по составу и свойствам. При этом не стоит пытаться определить какие-то корреляции между отдельными свойствами углеводородных систем и процессами накопления конденсата в призабойной зоне скважин и его взаимодействия с нагнетаемыми углеводородными растворителями. Необходимо оценить, насколько различаются качественно все эти процессы для различных газоконденсатных смесей.

В расчетах нами рассматривались пять пластовых углеводородных систем, различных по начальному составу. Они моделировались смесью из 8 - 10 компонентов. Компонентный состав этих систем приведен в табл. 3.3 - 3.4. Газоконденсатные системы № 1-3 являются модельными системами Западно-Соплесского, Астраханского и Уренгойского (XXIV пласт) месторождений. Системы № 4 и 5 составляли на основе системы Уренгойского месторождения путем изменения доли компонентов исходной системы: в системе № 4 - перераспределялись доли компонентов Сб+, а в системе № 5 - доли углеводородов Cj-s. Такой набор различных начальных составов газоконденсатных систем позволяет исследовать процессы накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин для различных по физико-химическим свойствам газоконденсатных систем. Сопоставляли следующие показатели: относительный объем жидкости, конденсатогазовый фактор (КГФ), плотность, вязкость жидкой фазы, содержание в ней углеводородов С2-4 и С5+, молекулярную массу жидкой и газовой фаз. Изменение некоторых из этих показателей дифференциальной конденсации

10 20 30 40 р, МПа 10 20 30 40 р, МПа

р,кгЛи ц.,мПа-с

650 -

10 20 30 40р,МПа О 10 20 30 40 р, МП»

Рис. 3.23. Зависимости от давления параметров модельных смесей (номер линий соответствует номеру смеси):

а - относительного объема жидкости (насыщенности); б - конденсатогазового фактора; в - плотности жидкой фазы; г - вязкости жидкой фазы

ДЛЯ всех используемых в расчетах модельных газоконденсатных систем показано на рис. 3.23.

Перечисленные параметры значительно различаются для модельных смесей. В широких пределах изменяются давления максимальной конденсации смесей: от 42 МПа (смесь 1) до 29 МПа (смесь 3). Максимальные зна-

30 20 10

25 R,M

fwt.Ti.tr.Br;

.tr.tr.Tr.srwTmiwiwmmiifitfBTmmiwitfff

Рис. 3.24. Профиль насыщениости коллектора жидкостью в призабойной зоне скважииы при различных пластовых давлениях:

а - модельная смесь № 3: i - 28 МПа; 2 - 20 МПа; 3-10 МПа; б - модельная смесь № 5: ; - 25 МПа; 2-20 МПа; 3-13 МПа; в - модельная смесь № 2: i - 55 МПа; 2-48 МПа; 3-35 МПа; 4-25 МПа

чения относительного объема жидкости изменялись соответственно от 0,16 до 0,065. Максимальное соотношение между значениями газоконденсатного фактора составляло около 2. Достаточно значительно различался ретроградный конденсат отдельных смесей по плотности и вязкости. Максимальные соотношения плотности жидкой фазы по смесям составляли в среднем 1,1 - 1,2, а вязкости различались в 1,2 - 2,0 раза (см. рис. 3.23). По содержанию в жидкой фазе углеводородов С2 4 и С5+ модельные смеси различались максимально в 1,2-1,3 раза (исключая содержание С2-4 в смеси № 2, в которой в значительном количестве присутствуют кислые ком-