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

общей добычи в молях, вычисленной согласно уравнению (1), можно подсчитать общую добычу жидкой фазы для разных групп тяжелых компонентов. Кроме того, можно рассчитать путем применения равновесных соотношений (параграф 2.10) разделение всех компонентов на поверхности между газовой и жидкой фазами; их индивидуальные доли участия в общей добыче могут быть определены в зависимости от давления. Общая

добыча, подсчитанная по такому методу для другого конденсатного пласта, приведена на фиг. 185. Кривая, обозначенная термином «устойчивый конденсат», показывает общую жидкую фазу, полученную в мерниках через сепараторы.

Первоначальное углеводородное содержание пластовых жидкостей, к которому относится фиг. 185, было соответственно рассчитано на 1000 порового про-

странства: 97,95; 104,78; 118,83 и 132,44 жз ддя

Ц6 0,

ж от

0,0 f5 0,0/

/-С4

68 т f36

Лавление.ата.

Из фиг. 185 видно, что если иласт разрабатывается простым истощением до давления 34 аг, общая отдача конденсата составляет 48,16 м? n-Cs-

Фиг. 184. Экспериментальные кривые изменения состава добываемых углеводородных жидкостей для систем, приведенных на

фиг. 182.

54,72 C5+; 63,73 л-Сл

и 76,61 /-С4-1 иа 10 м порового пространства. Это соответствует 49,2; 52,2; 53,6; 57,8% первоначального содержания углеводородов в пласте; 50,8; 47,8; 46,4 и 42,2% этих компонентов остались бы в пласте, если бы он работал путем истощения давления до 34 ат.

Кривые на фиг. 185, полученные при помощи интегрирования кривых состава (фиг. 184), с применением уравнения (1) относятся к общему извлечению жидкого продукта из фонтанной струи в скважине.

Обычно изменением величины Z пренебрегают, и площади, охваченные кривыми на фиг. 134, приняты эквивалентами интеграла уравнения (1).

Жидкости со скважин пропускаются через установки для извлечения углеводородов с тем, чтобы удалить конденсируемые компоненты из сепараторных газов. Если бы только извлекались устойчивые жидкие компоненты дегазированного конденсата без полной обработки газа, то было бы получено его значительно меньше от первоначального содержания конденсируемых углеводородов в пласте. Эта разница приобретает все большее значение

10Z.B

101 135 170

ДаОлвмав sm

zo гзв

Фиг, 185. Экспериментальные кривые суммарной добычи более тяжелых компонентов из газоконден-сатной жидкости, полученной в результате естественного истонцения пластового давления.

i-общее количество изобутана, плюс; 2-общее количество изопентана, плюс; 5 - устойчивый конденсат; i - обшее количество «-пентана, плюс; 5-«пентан плюс в жидкости; б-.«-пентан плюс в газе; 7--точка конденсации -257 ат.

ПО мере увеличения газового фактора, так как большие объемы газа могут захватывать соответственно большие количества конденсируемого вещества. В некоторых случаях в газовой фазе остается столько же конденсируемого жидкого продукта, сколько его непосредственно извлекается, так что добыча компонентов С4+ без извлечения при помощи экстракционной установки или многоступенчатой сепарации может равняться половине добычи, соответствующей кривым на фиг. 185. Добыча конденсата, не учитывая переработки газа, определяется из вычисления существующей сепарации газа от жидкости на любой системе сепа-

где Р - суммарная добыча, выраженная долей общего начального молевого содержания; ри - начальное давление и коэффициент отклонения пластового газа. При построении уравнения (2) конденсация жидкости не учитывается в отношении объемного замещения газовой фазы подземного резервуара и его углеводородного содержания. Объем, занятый пластовым конденсатом, обычно мал. Хотя значительная часть всего конденсируемого компонента углеводородной смеси может быть сохранена в пласте в жидкой фазе, она представляет только небольшую часть общего молевого содержания углеводородов в пласте.

Так как Z представляет медленно изменяющуюся функцию давления, уравнение (2) налагает условие приближенного линейного убывания давления в зависимости от общей добычи в молях. Выражая падения давления через добычу конденсата, можно получить, что оно убывает быстрее линейной зависимости до уровня давления максимума ретроградной конденсации вследствие роста газовых факторов (фиг. 182). При еще более низких давлениях наклон кривой «давление - дебит» должен несколько уменьшаться с уменьшением газового фактора.

* Уравнение (2) количественно справедливо для месторождений с «сухим» газом, где нет пластового конденсата, либо вследствие того, что состояние пластового газа лежит на нижнем отрезке кривой точки конденсации, либо потому, что температура крикондентерма ниже температуры пласта.

ратора, исходя из состава добываемой пластовой жидкости, характеризующегося кривыми согласно фиг. 184, а также путем интегрирования уравнения (1) на всем интервале падения давления.

Дополнительные численные примеры по исследованию общего режима естественных конденсатных пластов при нормальном истощении показывают, что добыча устойчивого конденсата при истощении пластового давления составляет от 44,5 до 65,8% начального содержания углеводородов в пласте для изученных шести месторождений.

Соответствующие потери в пласте колеблются от 55,5 до 34,2%. Необходимо отметить, что весь добываемый устойчивый конденсат извлекается путем трехступенчатой сепарации.

В противоположность нефтяным пластам процесс истощения в конденсатных системах не зависит от динамических характеристик пласта. Предполагается также, что конденсатная залежь не представляет значительного объекта для заводнения. Зависимость между общей добычей и средним давлением можно получить согласно уравнению (1) из следующего выражения:

(2)1