Cтраница 2
Для месторождений с малым содержанием конденсата применяют обобщенные зависимости по дифференциальной конденсации пластовых газоконденсатных систем от фракционного состава конденсата. По обобщеннным кривым дифференциальной конденсации ( рис. III.11) определяется зависимость количества конденсата, переходящего в жидкую фазу в пласте для конкретной залежи, и по ней рассчитывается кривая изменения потенциального содержания конденсата от снижения пластового давления данной залежи. [16]
Давление максимальной конденсации, как и давление начала конденсации, - показатели равновесного состояния пластовой газоконденсатной системы. Поэтому давление максимальной кон - - денсации характеризует только равновесную, жидкую и газовую фазы. Применять этот параметр для стабильного конденсата нельзя, так как состояние последнего не равновесно с состоянием газовой фазы. Экспериментальные работы, проведенные различными авторами, показали, что пределы изменения давления максимальной конденсации велики. Значение его зависит от температуры, количества и состава фракции GS в пластовом газе. [17]
В настоящее время прогноз показателей разработки газоконденсатных залежей часто осуществляется с помощью математического моделирования фазовых превращений пластовых газоконденсатных систем. Такое моделирование основано на строгих соотношениях термодинамики многофазных многокомпонентных смесей, дополненных соответствующим уравнением состояния. При этом, однако, никак не учитывается влияние связанной воды на процессы фазовых превращений, происходящих в пласте. Вызвано это тем, что фазовые превращения смесей углеводородов с водой не рассчитываются методами, применяемыми для безводных смесей в силу специфических свойств молекул воды ( ярко выраженная полярность, наличие сильных водородных связей между молекулами в конденсированном состоянии), резко отличающихся от свойств молекул углеводородов. [18]
Эти два процесса присутствуют также и в другом способе повышения компонентоотдачн истощенных газоконденсатных месторождений - вытеснении пластовых газоконденсатных систем обогащенным газом. [19]
В этих условиях особенно важное значение приобретают быстрота и точность определения физических свойств и парс - жидкостного равновесия сложных многокомпонентных пластовых газоконденсатных систем. [20]
Результаты этих расчетов показали, что, как и в случае обработки скважин газом, при определенных термобарических условиях состав пластовой газоконденсатной системы может влиять на эффективность обработки скважин жидкими углеводородами. [21]
Основными препятствиями к широкому использованию процессов закачки неуглеводородных газов при разработке газоконденсатных залежей представляются: во-первых - значительное изменение параметров пластовой газоконденсатной системы при взаимодействии с нагнетаемыми неуглеводородными агентами, во-вторых - сложность разделения отбираемых из пластов пластовой углеводородной системы и нагнетаемых неуглеводородных газов после прорыва их к эксплуатационным скважинам. Изменение параметров пластовой газоконденсатной смеси означает изменение ( повышение или понижение в зависимости от состава нагнетаемого неуглеводородного газа) давления начала конденсации пластовой системы, изменение функциональной зависимости от давления плотности, молекулярной массы газовой и жидкой фаз углеводородной смеси, конденсатногазового фактора, а также насыщенности коллектора углеводородной жидкостью. Таким образом, нагнетание неуглеводородных газов в газоконденсатные залежи может привести к качественным и количественным изменениям процесса ретроградной конденсации пластовой системы. Немаловажным фактором взаимодействия пластовой газоконденсатной смеси и неуглеводородного газа является воздействие этого газа на выпавший в пласте ретроградный конденсат, частичное испарение в этот газ из ретроградной жидкости промежуточных и тяжелых углеводородных компонентов и перенос их газом по пласту. [22]
В области пластовых давлений меньших значений ( 0 70 - 0 75 от давлений максимальной конденсации пластовой газокон-денсатной смеси) состав пластовой газоконденсатной системы оказывает меньшее влияние, чем все указанные факторы. Следовательно, коллектор-ские свойства и состав пластовой системы не являются ограничивающими факторами с точки зрения эффективности обработки газоконденсатных скважин сухим газом. [23]
В области пластовых давлений меньших значений ( 0 70 - 0 75 от давлений максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси) состав пластовой газоконденсатной системы оказывает меньшее влияние, чем все указанные факторы. Следовательно, коллекторские свойства и состав пластовой системы не являются ограничивающими факторами с точки зрения эффективности обработки газоконденсатных скважин сухим газом. [24]
Усиливающийся по мере падения пластового давления процесс выделения из состава пластовой газовой смеси жидкого конденсата приводит к соответствующим изменениям состава и характеристики пластовой газоконденсатной системы. Постепенно освобождаясь от высококипящих углеводородов, эта система непрерывно облегчается. Поэтому добываемая из подобных залежей продукция ( газ и конденсат) характеризуется непрерывным снижением выхода конденсата и соответствующим ростом газоконденсатного фактора. [25]
В настоящее время в процессе проведения промысловых и лабораторных исследований нередко допускаются отклонения от перечисленных требований к определению комплекса параметров и свойств пластовых газоконденсатных систем, необходимых для создания автоматизированного банка данных. [26]
Для определения возможности использования азота в качестве рабочего агента для воздействия на газоконденсатные залежи необходимы теоретические и экспериментальные исследования взаимодействия азота с пластовыми газоконденсатными системами при различных термобарических условиях, потому что на различных этапах разработки месторождений нагнетание азота может иметь различное назначение. При высоких давлениях азот может явиться лишь рабочим агентом для поддержания давления в залежи и оттеснения к эксплуатационным скважинам пластового газа. При давлениях, близких к давлению максимальной конденсации ( и ниже его), нагнетание азота может использоваться с целью извлечения ретроградного конденсата и будет происходить за счет его испарения в нагнетаемый газ. [27]
Надо добавить еще и то, что при лю бой активности вод преобладающей силой в пласте, вызывающей приток к забоям скважин, остается упругость сжатоцо газа или пластовой газоконденсатной системы. [28]
Следует, однако, отметить, что все указанные методы оценки пластовых потерь конденсата, включая и описанный в настоящей работе, не учитывают влияния пластовой температуры и химического состава высококипящей части пластовой газоконденсатной системы. Известно, что на растворимость высококипящих углеводородов в газе влияет как давление, так и температура. Поэтому при одинаковом фракционном составе конденсатов в пластах с высокой температурой ( выше 100 С) пластовые потери конденсата могут быть меньше, чем в пластах с относительно низкими температурами. [29]
Фракционный состав конденсатов разнообразен. В пластовых газоконденсатных системах в газообразном состоянии находятся высококипящие углеводороды ( С5Н12), содержащие бензиновые, керосиновые и масляные фракции с температурой кипения до 500 С. Температура выкипания меняется в широких пределах: начало кипения от 25 ( Оренбургское месторождение) до103 С ( Шатлыкское месторождение. [30]