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

ГЛАВА 10 КОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ

ЮЛ. Введение. Основной проблемой при исследовании различных типов нефтеносных пластов, разобранных в предыдущих главах, было динамическое взаимодействие между жидкостями и их носителями - пористыми средами. Физические и термодинамические свойства жидкостей являлись параметрами, влияющими лишь на особенности пластового режима. Конденсатные пласты отличаются тем, что термодинамическое поведение нефтяных жидкостей служит контролирующим фактором их режима и промышленной оценки. Поэтому эти пласты рассматриваются отдельно, хотя гидрогазодинамические явления в них контролируются теми же основными законами для течения жидкости в пористой среде \ что для нефти и природного газа.

10.2. Характеристика углеводородных жидкостей в конденсатных пластах. Из конденсатных пластов добывают жидкую углеводородную фазу, которая обычно называется «конденсатом», или «дестиллатом». Обычно эта жидкость бесцветна или имеет соломенный цвет 2 и плотность 0,786 г/см и ниже. По сравнению с добычей нефти она связана с высокими газовыми факторами - порядка 2000 м/м или выше. С физической стороны наиболее важной характеристикой конденсата является тот факт, что в пласте, из которого он извлекается, конденсат не является жидкостью.

В большинстве пластовых условий конденсат представлен углеводородной смесью в единой газовой фазе или же на точке

Исключая поправку на проницаемость для влажного газа вследствие присутствия в пласте связанной воды установлено, что в основе динамики конденсатных пластов лежит теория движения однофазной жидкости в пористой среде при условии, что давление в нем поддерживается «циркуляцией» газа. Представление об однородной жидкости даже при истощении пластового давления должно создать с практической точки зрения удовлетворительное приближение к состоянию пласта.

2 Темная окраска, иногда наблюдаемая в конденсатных жидкостях, в большинстве случаев связана с примесью небольших количеств нефти или тонкодисперсного битуминозного материала, захваченного жидкостями из пластовой породы в процессе их прохождения к забоям эксплуатационных скважин.

конденсации. Такое фазовое превращение может происходить внутри пласта в результате падения давления при изотермической ретроградной конденсации. Жидкость, образовавшаяся таким путем в пласте, обычно остается заключенной в недрах и составляет лишь незначительную часть жидкого продукта, извлекаемого на поверхность. Большая часть конденсата, фактически извлекаемого на поверхность, получается из газа путем более общих превращений ретроградной фазы при одновременном падении пластового давления и температуры в процессе подъема пластовой

жидкости по фонтанным /7 трубам.

Количество извлекаемой жидкой фазы зависит в значительной степени от различных методов обработки газа, получаемого со скважин или проходящего через сепараторы, с целью извлечения дополнительно конденсирующихся углеводородов, все еще присутствующих в газовой фазе по достижении поверхности.

Обычно считается, что конденсатные месторождения состоят из /Коллекторов, содержащих газовую фазу. Однако универсальности подобных условий нельзя наблюдать или ожидать заранее. Если жидкость из кон-деисатного пласта представлена ненасыщенным газом, т. е. единой фазой выше точки конденсации, как это показано точкой Л на фиг. 180, она не может !Раходиться в равновесии с жидкой фазой, а когда возникает равновесие, то жидкая фаза исчезает. Если конденсат представлен насыщенным паром * при давлении точки конденсации, как в В, он может сосуществовать с жидкой фазой, и комплексная система из газа и жидкости тогда эквивалентна нормальной разделенной двухфазной системе. Если же газовая фаза является избытком по отношению к растворившемуся количеству его в жидкости, то последняя отражает уже «сырую» нефть с ее темным цветом и относительно высоким удельным весом. В условиях равновесия состав «сырой» нефти аналотичен жидкой фазе, конденсирующейся из газа, при условии, что ее температура или давление будут снижены. Если исключить

Твтпература.

Фиг. 180. Схема фазового изменения пластовой углеводородной жидкости для конденсатного пласта.

Tj -температура пласта, С - критическая точ-

а; 1 - кривая точки парообразования; 2 - кривые Точки кондеясации; 15, 10, 5, (? -количество жидкой фазы в %.

В большинстве конденсатных залежей давление точки конденсации при пластовой температуре для добытых первоначально жидкостей соогвет-ствует пластовому давлению в пределах неточностей эксперимента.

явление обратной конденсации газа, можно было бы рассматривать такой пласт в целом как нормальный коллектор нефти с налегающей газовой шапкой.

Из этих соображений следует, что не существует термодинамического ограничения для соотношения между жидкой (сырой нефти) фазой и конденсатной газовой фазой, которые могут вначале сосуществовать в пласте.

В большинстве конденсатных газовых коллекторов наблюдаются оторочки сырой нефти; в некоторых же месторождениях нефтяные зоны определенно отсутствуют. При наличии нефтяных оторочек их величина может быть так мала, что не представляет никакого практического значения, или же настолько велика, что превышает по значению содержание газовых шапок. Знание состава газов, из которых получается конденсат, облегчает понимание их свойств по сравнению с газонефтяными смесями. Такой сравнительный анализ (в процентах молей) для типичных углеводородных систем обоих типов дан в табл. 28, где видно, что выделенные газовые фазы не отличаются резко по своему

Таблица 28

Типовой состав конденсатного газа и газонефтяной смеси

Газовая фаза смеси «сырая нефть-газ» в табл. 28 значительно богаче тяжелыми конденсирующимися компонентами по сравнению с опубликованными составами природных газов. Последние обычно относятся к образцам сепараторного газа, в то время как газовая фаза, приведенная в табл. 28, относится к газу, полученному непосредственным мгновенным парообразованием пластовой жидкости на точке насыщения