Cтраница 1
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. [1]
Конденсатные пласты были установлены в начале 30 - х годов. [2]
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. [3]
Когда конденсатный пласт ограничен непосредственно краевыми водами в отсутствии нефтяной оторочки, его разработка упрощается. Однако существование таких активных водяных напоров мало вероятно, за исключением сильно трещиноватых известняков. В некоторых случаях практически можно достигнуть поддержания давления путем дополнительной закачки воды. Кроме того, развитие заметных скоростей естественного поступления краевой воды требует некоторого падения давления в конденсатном пласте - Если краевые воды обладают подвижностью, то размещение эксплуатационных скважин вблизи контакта вода - газ вызывает продвижение вод в пласт вследствие наложения местных падений давления и медленного убывания давления в газовой шапке, связанного с неполным замещением отбираемого газа. [4]
Когда конденсатный пласт имеет оторочку нефти заметного размера, проект разработки его должен предусматривать максимальную добычу для обеих систем. [5]
Когда конденсатный пласт ограничен непосредственно краевыми водами в отсутствии нефтяной оторочки, его разработка упрощается. Однако существование таких активных водяных напоров мало вероятно, за исключением сильно трещиноватых известняков. В некоторых случаях практически можно достигнуть поддержания давления путем дополнительной закачки воды. Кроне того, развитие заметных скоростей естественного поступления краевой воды требует некоторого падения давления в конденсатном пласте - Если краевые воды обладают подвижностью, то размещение эксплуатационных скважин вблизи контакта вода - газ вызывает продвижение вод в пласт вследствие наложения местных падений давления и медленного убывания давления в газовой шапке, связанного с неполным замещением отбираемого газа. [6]
Когда конденсатный пласт имеет оторочку нефти заметного размера, проект разработки его должен предусматривать максимальную добычу для обеих систем. [7]
При описании конденсатных пластов по аналогии с системами сырая нефть - природный газ пользуются терминами газонефтяной и газоконденсатный фактор, но последние недостаточно точны для детальной промышленной характеристики залежи. Состав добываемого газа и жидкой фазы меняется на протяжении всего периода разработки и зависит от условий сепарации. Более удовлетворительное описание содержимого конден-сатного пласта и его добычи основывается на составе пластовых жидкостей. [8]
В принципе углеводородное содержимое конденсатных пластов может быть извлечено полностью при помощи циркуляции газа. Однако этот вывод не налагает условия повсеместного применения этого процесса. Осуществление его должно исходить из экономических соображений. Контролирующими факторами являются обогащенность жирного газа конденсатом, размеры пласта и его однородность. Тощие газы в основном претерпевают меньшие ретроградные потери при падении пластового давления, и общее значение подобных потерь будет соответственно ниже. [9]
Характеристики разработки путем истощения гипотетического конденсатного пласта, содержащего жирный газ, изображенные на фиг. Были проделаны последовательные вычисления количества сконденсировавшейся жидкости, захватываемой сухим газом при его прохождении через колонку песка. [10]
Если рассматривать углеводородную жидкость конденсатного пласта эквивалентной сырой нефти, то заметно, что она обла-дает ненормально высоким коэффициентом пластового объема. Добыча тяжелых жидких компонентов под влиянием растворенного газа обычно мала ( параграф 7.4), несмотря на малую вязкость жидкой фазы. Если же добываемый газ, богатый компонентами конденсируемой жидкости, переработать на газолиновом заводе, можно сильно повысить суммарную добычу жидкой фазы. [11]
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. [12]
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. [13]
Общие характеристики фазы и состава в конденсатном пласте, где происходит истощение давления, приведены на фиг. Необходимо отметить, что максимум конденсирующейся жидкости составляет здесь лишь 8 2 % углеводородов, заполняющих поровое пространство. Кроме того, объем, который занимает фракция C4 - f при 15 5 С, составляет примерно 70 % всей суммы в точке ретроградного максимума. Содержание в извлекаемом газе фракции С4 т - е - газовая фаза в равновесии с пластовой жидкостью, убывает от начального значения 0 7172 дм3 / м3 до значения 0 425 дм3 / м3 по мере увеличения конденсации жидкости в пласте. [14]
Общие характеристики фазы и состава в конденсатном пласте, где происходит истощение давления, приведены на фиг. Необходимо отметить, что максимум конденсирующейся жидкости составляет здесь лишь 8 2 % углеводородов, заполняющих поровое пространство. Кроме того, объем, который занимает фракция С4 ПРИ 15 5 С, составляет примерно 70 % всей суммы в точке ретроградного максимума. [15]