Cтраница 2
Графические результаты лабораторных исследований ( см. рис. 8) показывают, что по мере падения пластового давления пластовые потери конденсата увеличиваются ( рн. В составе добываемой углеводородной ( газоконденсатной) смеси содержание тяжелых углеводородов Cs в уменьшается, изменяются соотношения и в составе более легких углеводородов. [16]
Исходя из загруженного в бомбу количества пластового газа и выделившегося количества жидкости при снижении абсолютного давления в бомбе до 1 кгс / см2, определяют пластовые потери конденсата в см3 на 1 м3 пластового газа за весь срок разработки газоконденсатной залежи. [17]
Газоконденсатная характеристика залежи включает комплекс лабораторных и промысловых исследований по определению содержания конденсата, его товарных свойств, условий фазовых превращений в пласте, скважине и наземных коммуникациях, пластовые потери конденсата. Эти данные используются при составлении проекта разработки и эксплуатации газоконденсатного месторождения. [18]
Пластовые потери конденсата С5 высш. Давление максимальной конденсации С5 высш. Как видно из рис. 2, на устье скважины будет выделяться до 2 5 г / м3 конденсата в зависимости от давления и температуры газа. [19]
Для определения коэффициента извлечения конденсата из пласта ( конденсато-отдачи) необходимо определить пластовые потери конденсата к концу разработки месторождения. Пластовые потери конденсата определяются до промышленной разработки залежи. В зависимости от содержания С8 в в пластовом газе, пластовые потери конденсата определяются различными способами. [20]
Заметно ниже уровень извлекаемых запасов конденсата. Объясняется это тем, что пластовые потери конденсата связаны как с неизвлекаемыми запасами газа, так и с ретроградными потерями его. Только в условиях полного отсутствия ретроградных потерь уровни извлечения запасов газа и конденсата могут быть одинаковыми. [21]
Если вместо потенциального содержания С5 высш. В самом деле, в этом случае пластовые потери конденсата, определяемые экспериментально, относятся не к потенциальному содержанию Cs - f - высш. В результате искусственно завышается процент пластовых потерь конденсата, а следовательно, занижается коэффициент его извлечения. [22]
Потеря пластовой энергии приводит в конечном счете к снижению нефтеотдачи, но не только к этому. Снижение давления в газонасыщенной зоне пласта вызывает ретроградную конденсацию и тем самым предопределяет пластовые потери конденсата. Если теперь учесть, что для достижения более или менее удовлетворительной нефтеотдачи необходимо глубокое снижение давления, становится ясно, что потери конденсата будут весьма значительны. [23]
Потеря пластовой энергии приводит в конечном счете к снижению нефтеотдачи, но не только к этому. Снижение давления в газонасыщенной зоне пласта вызывает ретроградную коденса-цию и тем самым предопределяет пластовые потери конденсата. Если учесть, что для достижения более или менее удовлетворительной нефтеотдачи необходимо глубокое снижение давления, становится ясно, что потери конденсата будут весьма значительны. [24]
Вопрос о способе разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения в целом ряде случаев решается однозначно и не требует всестороннего технико-экономического исследования. Условиями, обусловливающими это решение, являются: малое содержание конденсата в пластовом газе, сравнительно невысокие пластовые потери конденсата, высокие значения пластовой температуры, достигающей значения крикон-детермы, заметное превышение пластового давления над давлением начала конденсации, неблагоприятные геологические условия осуществления методов поддержания пластового давления и др. Рассмотрим их более подробно. [25]
Пластовые потери стабильного конденсата определяются для пластового газа до начала промышленной эксплуатации залежи. Если содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе более 4 ( 1 г / см3, пластовые потери конденсата находят экспериментально с помощью специальной аппаратуры ( УКГ-3), а при их содержании менее 40 г / см3 эти потерн определяют расчетным путем. [26]
Для составления проектов разработки и рациональной эксплуатации газоконденсатных месторождений необходимо иметь данные о фазовых превращениях газоконденсатных систем в сепара-ционных устройствах, зависящих от температуры и давления сепарации, химического состава газа и группового углеводородного состава конденсата. На основании этих данных определяются количество конденсата, выделяющегося из пластового газа при различных термобарических условиях, пластовые потери конденсата, а также углеводородный состав жидкой и газовой фаз при условиях сепарации и стабилизации газоконденсатных систем. [27]
Особенности многокомпонентных углеводородных систем, какими являются газоконденсатные месторождения, требуют их термодинамического исследования. На основе информации, полученной в результате этих исследований, определяются количество конденсата, выделяющегося из пластового газа, пластовые потери конденсата, а также углеводородный состав жидкой и газовой фаз при условиях сепарации и стабилизации газоконденсатных систем. При большом числе вводимых в эксплуатацию газоконденсатных месторождений желательно не прибегать к сложным и трудоемким экспериментам, а иметь достаточно точный расчетный метод, который позволил бы определить фазовые соотношения в широком диапазоне изменения компонентного состава системы, давления и температуры. [28]
Специфический характер многокомпонентных углеводородных систем, какими являются газокондепсат1пые месторождения, неразрывно связан с их термодинамическим исследованием. На основе информации, полученной в результате этих исследований, определяется количество конденсата, выделяющегося из пластового газа, пластовые потери конденсата, а также углеводородный состав жидкой и газовой фаз при условиях сепарации и стабилизации газокондепсатных систем. [29]
Особенности многокомпонентных углеводородных систем, какими являются газоконденсатные месторождения, требуют их термодинамического исследования. На основе информации, полученной в результате этих исследований, определяются количество конденсата, выделяющегося из пластового газа, пластовые потери конденсата, а также углеводородный состав жидкой и газовой фаз при условиях сепарации и стабилизации газокон-денсатных систем. При большом числе вводимых в эксплуатацию газоконденсатных месторождений желательно не прибегать к сложным и трудоемким экспериментам, а иметь достаточно точный расчетный метод, который позволил бы определить фазовые соотношения в широком диапазоне изменения компонентного состава системы, давления и температуры. [30]