Конденсатная жидкость
Cтраница 2
Для промышленного извлечения газового бензина и сжиженных нефтяных газов на протяжении многих лет наиболее широкое применение находят два процесса: маслоабсорбционный и низкотемпературный. Получивший широкое признание маслоабсорбционный процесс особенно целесообразен для крупных централизованных газобензиновых заводов, производительность которых по жидким продуктам достигает 1000 м3 / сутки. Однако этот процесс оказывается неэкономичным для извлечения конденсатных жидкостей из небольших потоков и сравнительно сухих газов. [17]
Заслуживают внимания общие характеристики газоконденсата, связанные с составом жидкости, представленной углеводородами ( метан-гептан - -), оценкой газонефтяных факторов и цветом товарных нефтей. Между молекулярным весом углеводородов ( гептаны плюс тяжелые) и удельным весом товарного конденсата наблюдается хорошая сходимость. Однако между величинами газонефтяных факторов и удельным весом товарных конденсатных жидкостей эта зависимость, возможно, отсутствует. Величина газонефтяных факторов является хорошим показателем характеристики общего состава жидкости. Высокие газонефтяные факторы связаны с низкой концентрацией пентанов плюс тяжелые углеводороды и наоборот. [18]
В основе рассмотренного анализа эксплуатации конденсатных пластов лежит предпосылка, что накопление жидкой фазы в пласте происходит в результате ретроградной конденсации и что эта жидкость по сути не извлекается на поверхность. Однако с физической стороны это не совсем правильно. Правда, за исключением призабойной зоны эксплуатационных скважин, насыщение конденсатной жидкостью порового пространства слишком мало, чтобы сообщить ей какую-либо подвижность, поэтому конденсат остается в недрах при добыче остаточного жирного газа. Это явление подтверждается фиг. [19]
В основе рассмотренного анализа эксплуатации конденсатных пластов лежит предпосылка, что накопление жидкой фазы в пласте происходит в результате ретроградной конденсации и что эта жидкость по сути не извлекается на поверхность. Однако с физической стороны это не совсем правильно. Правда, за исключением лризабошгой зоны эксплуатационных скважин, насыщение конденсатной жидкостью порового пространства слишком мало, чтобы сообщить ей какую-либо подвижность, поэтому конденсат остается в недрах при добыче остаточного жирного газа. Это явление подтверждается фиг. [20]
Одной из возможностей продления переходного периода от энергетики, в которой главную роль играют нефть и газ, к энергетике, в значительной степени базирующейся на неуглеводородном топливе, является использование нетрадиционных источников углеводородов. На Международной конференции по энергетическим ресурсам в Монреале ( Канада) в 1979 г. к традиционным источникам углеводородов были отнесены залежи легких и средних нефтей, природные газы и содержащиеся в них конденсатные жидкости, а к нетрадиционным - скопления твердых битумов ( от асфальта до керита), тяжелых нефтей, а также жидкие и газообразные углеводороды, которые можно получить из углей, битуминозных песчаников, горючих сланцев, газогидратов, зон геодавлений биомассы, торфа, древесины, промышленных и городских отходов, болотный и ювенильный газы. [21]
Допустим, что объект разработки, представленный одним или несколькими продуктивными пластами, залегает на глубине 1400 м с давлением 150 ата. Частицы породы даже при больших расходах газа не выносятся. Вместе с газом из объекта разработки в скважину поступает небольшое количество ( до 50 см3 / м3) конденсатной жидкости. [22]
Хотя процесс рециркуляции как будто и является идеальным решением ретроградно-конденсатной проблемы, тем не менее ряд практических соображений делают его менее притягательным. Во-первых, задерживаются денежные поступления от продажи газа, который в условиях рециркуляции не может быть реализован 10 - 20 лет. Во-вторых, для осуществления рециркуляции газа требуются капиталовложения, большее число скважин, компримирование газа, сооружение распределительной системы к инжекционным скважинам и установки для извлечения конденсатной жидкости. [23]
Конденсатные пласты являются единственными в своем роде залежами легких углеводородов, имеющими особые термодинамические свойства пластовой жидкости, которая представляет в пластовых условиях насыщенный пар, подвергающийся при снижении давления ретроградной конденсации жидкой фазы. Состав углеводородной жидкости конден-сатных залежей состоит в значительной степени из метана и его гомологов. Жидкая фаза, образующаяся из пара, обычно окрашена в соломенно-желтый цвет и имеет малый удельный вес. Критическая температура смеси обычно ниже пластовой температуры, а критическое давление имеет величину порядка пластового давления. Средний молекулярный вес тяжелых компонентов конденсатной жидкости значительно ниже, чем у сырых нефтей. Газоконденсатный фактор в добыче из таких пластов выше, чем при добыче сырой нефти и природного газа. Пластовые жирные газы считаются богатыми, если газоконденсат-ный фактор составляет 1800 лг3 / л 3, но многие конденсатные месторождения дают добычу при газовых факторах 9000 м / м3 и выше. [24]
Конденсатные пласты являются единственными в своем роде залежами легких углеводородов, имеющими особые термодинамические свойства пластовой жидкости, которая представляет в пластовых условиях насыщенный пар, подвергающийся при снижении давления ретроградной конденсации жидкой фазы. Состав углеводородной жидкости конден-сатных залежей состоит в значительной степени из метана и его гомологов. Жидкая фаза, образующаяся из пара, обычно окрашена в соломенно-желтый цвет и имеет малый удельный вес. Критическая температура смеси обычно ниже пластовой температуры, а критическое давление имеет величину порядка пластового давления. Средний молекулярный вес тяжелых компонентов конденсатной жидкости значительно ниже, чем у сырых нефтей. Газоконденсатный фактор в добыче из таких пластов выше, чем при добыче сырой нефти и природного газа. Пластовые жирные газы считаются богатыми, если газоконденсат-ный фактор составляет 1800 м / м3, но многие конденсатные месторождения дают добычу при газовых факторах 9000 м3 / м3 и выше. [25]
Страницы: 1 2