Конденсатная жидкость

Cтраница 1

Конденсатные жидкости в пластовых условиях при давлениях более 25 - 30 МПа и температурах более 90 С находятся, как правило, только в газовом ( однофазном) состоянии. При меньших значениях этих параметров в пластовых условиях газоконденсатная смесь может находиться в двухфазном состоянии. В последнем случае газовая фаза, состоящая из легких компонентов системы, образует газовую шапку, а жидкая фаза, содержащая наиболее тяжелые углеводороды, представляет собой нефтяную оторочку. Это явление не только приводит к увеличению потерь углеводородов в залежи, но и отражается на подсчете запасов, поскольку не только свойства газоконденсатной смеси не остаются постоянными во времени, но и изменяется состав газа и объем пор залежи, занятый газообразными углеводородами. [1]

Конденсатные жидкости в пластовых условиях при давлениях более 25 - 30 МПа и температурах более 90 С, как правило, находятся в однофазном ( газовом) состоянии. При меньших значениях этих параметров в пластовых условиях могут быть две фазы. В последнем случае газовая фаза, состоящая из легких компонентов системы, образует газовую шапку, а жидкая фаза, содержащая наиболее тяжелые УВ, представляет собой нефтяную конденсатную оторочку. [2]

Кроме конденсатной жидкости, на забое скважины может скапливаться и пластовая вода, проникающая сюда из неудачно перекрытых водоносных горизонтов. В газопромысловой практике нередко встречаются скважины, в которых наблюдается поступление на забой воды с высокой минерализацией, что отличает эту пластовую воду от воды, выпадающей из газа при его пересыщении. [3]

Критические температуры конденсатных жидкостей соответствуют некоторому типу средней3 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. [4]

Доказанные запасы нефти вместе с конденсатными жидкостями в ( без Кубы) оцениваются в 13 6 млрд т, природного горючего газа ( свободного и попутного) 10 5 трлн м3 ( гл. Гватемале ( Рубельсанто), на Кубе ( Саут-Кристалес, Хатибонико), в Тринидаде и Тобаго обнаружена неглубоко залегающая нефтеносная зона с извлекаемыми запасами ок. В др. странах ( Белиз, Никарагуа, Гондурас) перспективы открытия м-ний связываются с нефтегазоносными бассейнами Мексиканского и Гондурасского заливов, Зап. Наиболее значительным в является уникальный нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива. Среди внутриплатформенных бассейнов, связанных с плитами, одиночными синеклизами и рифтовыми зонами, наиболее крупными являются Пермский нефтегазоносный бассейн, Западный внутренний нефтегазоносный бассейн, Уиллистонский ( Уэйнберн, Бивер-Лодж), а также бассейны Ил-линойский, Мичиганский, Гудзонова залива, Баффино-Лабра - дорский и др. К внутрискладчатым грабенам и синклинориям приурочены бассейны: залива Кука ( Кенай), Грейт-Валли ( Кет-лмен - Хилс, Буэна-Виста), п-ова Аляска и др. Пограничные бассейны - Сев. Канадский ( Кросфилд, Пембина, Суон-Хилс, Редуотер, Медисин-Хат, Миллиган-крик), Бофорта ( Таглу, Аткинсон-Пойнт), Предаппа-лачский ( Огайо, Болдуин - Солт-Лейк), Сан-Хуан ( Бланке - Ред-Меса) и др. - приурочены к зонам сочленения платформ и горно-складчатых сооружений. США) имеются крупные м-ния нефтеносных сланцев, ресурсы к-рых эквивалентны 320 - 640 млрд т жидких углеводородов. [5]

При правильном выборе диаметра эксплуатационной колонны конденсатная жидкость с забоя скважины удаляется с меньшими потерями давления на сопротивление в трубах, чем при любом варианте с применением фонтанных труб. [6]

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. [7]

При измерении расхода пара весьма важно, чтобы высота столба конденсатной жидкости в обеих импульсных трубках была одинакова, что достигается установкой в непосредственной близости от сужающих устройств конденсационных сосудов. [8]

Вторая группа объектов обеих категорий объединяет пласты, из которых в скважины поступают газы и конденсатные жидкости, практически неагрессивные к металлу труб. [9]

При незначительном дополнительном увеличении скорости газового потока ( до 10 - 15 %) скважина, не имеющая фонтанных труб, будет очищаться не только от конденсатной жидкости, но и от небольшого количества минерализованной воды, поступающей к ее забою. [10]

Пренебрегая на один момент смещением огибающей на фазовой диаграмме, напомним, что от точки Bz до точки Вз, являющейся давлением, при котором прекращается эксплуатация, происходит испарение ретроградной жидкости, что очень важно для качественной стороны процесса. Благодаря повторному испарению повышается отбор конденсатной жидкости, что подтверждается снижением газонефтяных факторов на поверхности. Вполне очевидно, что суммарные ретроградные потери повысятся в условиях: а) пониженных пластовых температур; б) завышенных давлений, при которых прекращается эксплуатация; в) более резких смещений огибающей на фазовой диаграмме. Последнее обстоятельство вытекает, разумеется, из свойств углеводородной смеси. Ретроградная жидкость в пласте на любом этапе и в значительной степени состоит из метана и этана по объему. В количественном отношении в пласте выпадает ретроградной жидкости больше, чем объем стабильного конденсата, который можно получить из нее при атмосферных давлении и температуре. Состав ретроградной жидкости меняется с падением давления. [11]

Влияние давления, температуры и состава на девиацию газа от закона идеального состояния. [12]

Коэффициент девиации природного газа измеряют обычно в лаборатории на образцах, отобранных с поверхности. Если в точке взятия пробы существует конденсатная жидкость, образец следует брать так, чтобы получить пластовый газ в однофазном состоянии. Это можно сделать, применяя специальную пробоотборную насадку или же рекомбинируя образцы сепараторного газа и газа из товарного парка с нефтью из товарного резервуара в соотношениях, в каких их добывают из скважины. Коэффициент девиации растворенного газа замеряют на образцах, выделившихся в процессе дегазирования нефти. [13]

В отношении остаточного объема 500 м3 / га-м следует сказать следующее. Следовательно, 8 2 % объема, или 143 5 MS / BU-M будут являться конденсатной жидкостью, а остальные 356 5 мэ / га-м свободным газом. [14]

Содержание растворенного газа в нефтяных залежах колеблется обычно от нуля ( мертвая нефть) до 1000 HMS / MS товарной нефти и более. В газовых залежах 1м3 конденсатной жидкости испарен в 20 000 м3 и более газа, но в поверхностных сепараторах можно отобрать лишь ничтожную часть углеводородной жидкой фазы. [15]

Страницы: 1 2