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

составу, но жидкий конденсат имеет меньшее содержание гептанов и более тяжелых углеводородов, чем нефть. Кроме того, средний молекулярный вес этих компонентов значительно ниже для конденсата. Еще более важным фактом является, что в газонефтяной смеси имеется 1,27 молей газа на моль жидкости; соответствующее соотношение для конденсатной системы составляет 25. Эти характеристики состава придают особые свойства жидкости конденсатного пласта.

Конденсатные пласты были установлены в начале 30-х годов. С тех пор их находят все чагце, особенно на площади, примыкающей к побережью Мексиканского залива, что, несомненно, связано с ростом глубин бурения за последние 10 лет*.

Существование конденсатных месторождений приписывается обычно более высоким давлениям и температурам, преобладающим на больших глубинах. Однако контролирующими факторами в газоконденсатных пластах скорее являются давление и состав углеводородных смесей, но не температура. Из фиг. 180 видно, что изотермическая ретроградная конденсация при падении давления от точки конденсации наступает при температурах выше критической и давлениях вблизи критического.

Критические температуры конденсатных жидкостей соответствуют некоторому типу средней для отдельных компонентов, а пластовые температуры превышают их даже на очень мелкой глубине. Отсюда только температурный фактор не ограничивает залегания конденсатных месторождений большими глубинами. Однако их критические давления обычно значительно выше критических давлений отдельных составляющих. Пластовое давление приближается к ним или превышает их лишь в глубоко залегающих месторождениях. Отсюда вероятность нахождения углеводородных смесей конденсатного типа по существу выше при высоких давлениях и температурах, приуроченных к более глубоким горизонтам.

Так как давление точки конденсации представляет естественную отправную точку при рассмотрении фазового поведения жидкостей конденсатного пласта, необходимо знать, как давле-

J Статистический анализ конденсатных залежей, открытых до 1945 г., основывающийся на обзоре 224 месторождений, показывает, что около 88% этих месторождений были найдены на глубине, превышающей 1500 м, и что средняя глубина у 60% примерно превышает 210О м,

2 Интервал давлений, в пределах которого может существовать изотермическая ретроградная конденсация по отношению к критическим, зависит от того, принадлежит ли фазовая диаграмма «давление-температура» к типу, приведенному на фиг. 8, а или 8, в. Давления должны быть меньше критических для фиг. 8, а и могут быть выше или ниже для фиг. 8, о, так что давления конденсатных залежей должны находиться лишь в «интер. вале> критических.

3 Подобное осреднение возникает для бинарных углеводородных смесей, но критические температуры более комплексных систем резко отклоняются от молярных средних и могут быть даже вне интервала критических температур отдельных компонентов.

ние * точки конденсации может меняться с температурой и общим составом углеводородной смеси.

При постоянном газовом факторе и температуре давление на точке конденсации уменьшается с уменьшением плотности нефти, причем скорость изменения наиболее высока при малых газовых факторах и более высоких температурах. В интервале высоких газовых факторов давление на точке конденсации монотонно увеличивается с уменьшением газового фактора при постоянной температуре и плотности нефти; его связь с газовым фактором наиболее резко проявляется для нефтей с высоким удельным весом; его изменение с температурой не является монотонным.

10.3. Процесс истощения в конденсатных пластах. Если бы ретроградные явления отсутствовали, конденсатная однофазная залежь вела бы себя как газовое месторождение. Добыча конденсата была бы пропорциональна количеству отобранного газа. Пластовое давление уменьшалось бы линейно с ростом общего отбора, за исключением влияния возможного сокращения площади коллектора, благодаря внедрению воды и медленному изменению коэффициента отклонения газа с давлением. В результате ретроградной конденсации по мере падения пластового давления может произойти потеря жидкого содержимого газовой фазы, и борьба с этими потерями представляет сущность задачи по оценке и установлению режима работы конденсатного месторождения.

Фазовые зависимости можно определить для любого из двух типов процесса испарения - однократного и дифференциального. Когда состав и масса смеси поддерживаются постоянными при меняющемся давлении и объеме, фазовая зависимость соответствует линии BDE при изотермическом процессе (фиг. 180).

Изменение количества жидкой фазы, образующейся при этом, характеризуется кривыми на фиг. 181 для смесей конденсата и газа из месторождения Палома в Калифорнии. Для трех из этих кривых температура была 12РС, а газовые факторы соответственно 965, 1330, 2600 м/м. Для четвертой кривой температура была 87,7° С, а газовый фактор 1330 м/м. Видно, что объем жидкости имеет максимум во всех случаях, исключая кривую /, максимум для которой, очевидно, лежит ниже 68 ат. Эти максимумы ретроградной конденсации соответствуют точке D на фиг. 180. Падение содержания жидкости при низких давлениях представляет процесс нормального испарения. Точка раздела отступает к более высоким давлениям при малых газовых факторах , т. е. для жидкостей, богатых содержанием конденсата. Ко-

Давление точки конденсации относится лишь к верхней части кривой указанной точки между температурами критической и крикондентерма, которые иногда называются «ретроградными> точками.

2 Максимальные давления конденсации довольно высоки на фиг. 181 вследствие относительно низких газовых факторов для смесей. Они уменьшаются с ростом газовых факторов или с уменьшающейся плотностью комплексной пластовой жидкости и часто располагаются в интервале 68-102 ат.

личество сконденсированной жидкости возрастает с понижением газового фактора. Сравнение кривых и /V и фиг. 180 показывает, что ретроградное накопление жидкости понижается с ростом пластовой температуры.

Падение давления при постоянном составе смеси не соответствует процессу, возникаюи:1ему на практике, но оно характеризует одну из основных проблем разработки конденсатных пластов при истои:ении давления. Удельные объемы однородных жидкостей на точке конденсации для кривых /, , /, /V составляют

0.56 OfVO

%35 0,28 OyZI

*rj Co

ДаЗление Dm

Фиг. 181. Кривые конденсации жидкости для комбинированных образцов газа и конденсата из месторождения Палома для постоянной температуры и газонефтяного фактора R.

Для кривых /, , / Г=»121° с, JR«965, 1330 и 2600 mIm. Для кривой/I/ Т«87,7° С, i?=1330 л«з/з. Объемные единицы относятся к 1 /с2 общей смеси.

3,1; 3,4; 4,3 и 3,05 дм1кг. Отсюда следует, что максимальные объемы конденсации представляют соответственно 18,1; 11,2; 2,75; 16,4% первоначального углеводородного содержимого, или порового пространства. Если Qe дает эти значения в долях пластового объема, а насыщение связанной водой будет в, то максимально возможное среднее насыщение жидкостью при этом процессе составит Qn-hQeil - Qn)- Если дзже конденсат добавить к воде как непрерывную жидкую фазу, то проницаемость для него будет, очевидно, чрезвычайно мала. Более вероятно, что конденсат распределяется в пласте как рассеянная фаза.

Продуктивный пласт не обладает никакой проницаемостью для кс41денсата, за исключением, возможно, призабойной зоны