Cтраница 1
Пластовая газоконденсатная смесь в общем случае состоит из большого числа углеводородов ( метана, этана, пропана, изобу-тана, н-бутана, пентана, гексана, гептана, октана, нонана, декана и более тяжелых), азота, сероводорода, углекислого газа, гелия, паров воды. [1]
Реальная пластовая газоконденсатная смесь состоит из большого числа углеводородов ( метана, этана, пропана, изо-бутана, н-бутана, пентана, гексана, гептана, октана, нонана, декана и более тяжелых), азота, сероводорода, углекислого газа, гелия, паров воды. [2]
В ДБК пластовых газоконденсатных смесей наряду с алка-нами присутствуют ароматические и нафтеновые углеводороды. Если разбивку ДБК на фракции ведут по температурам кипения чистых парафиновых углеводородов с присвоением выделенным фракциям значений молекулярной массы и плотности этих углеводородов, то влияние нафтенов и ароматических углеводородов при вычислении свойств выделенных фракций не учитывается. [3]
Процессы вытеснения пластовой газоконденсатной смеси сухим углеводородным газом из частично истощенных газоконден-сатных пластов протекают в условиях двухфазного насыщения продуктивных коллекторов углеводородными газом и жидкостью. В этом случае, кроме описанных выше явлений, присущих одноконтактному однофазному смешивающемуся вытеснению газа газом, возникает еще ряд явлений. К ним следует отнести: проявление капиллярных сил на границе раздела фаз ( фильтрующегося газа и неподвижного ретроградного конденсата), диффузию компонентов внутри жидкой фазы ( конденсата), испарение их в газовую фазу, а также диффузию испарившихся из жидкой фазы компонентов внутри газовой фазы. [4]
Углеводородные газовые компоненты пластовых газоконденсатных смесей - этан, пропан и н-бутан, фракция конденсата ( бензиновая) керосино-газойлевая, а также фракция, после извлечения из которой ароматических углеводородов, представляют практически все основные виды углеводородного пиролизного сырья, широко используемого в мировой практике для производства этилена и его спутников. [5]
Отмеченные особенности вытеснения пластовой газоконденсатной смеси сухим или обогащенным газом наглядно описаны в работах [32, 33], в которых представлено решение автомодельной задачи линейного вытеснения многокомпонентной двухфазной смеси из полубесконечного пласта сухим газом при давлении нагнетания ниже давления начала конденсации без учета влияния сил гравитации, капиллярных сил и диффузии. В такой постановке задачи учитывалось образование на границах переходной зоны движущейся поверхности разрыва, на которой насыщенность пласта жидкой фазой и концентрации компонентов смеси изменялись скачкообразно. В работах для случая двухфазной трехкомпонентной смеси были подробно проанализированы условия на поверхности разрыва, а также определены соотношения для параметров потока на ней. [6]
В процессе вытеснения пластовой газоконденсатной смеси ( жирного газа) нагнетаемым сухим газом за счет перемешивания двух взаиморастворимых флюидов образуется переходная зона. Содержание жирного газа в этой зоне изменяется от 100 % до нуля. От размера переходной зоны при закачке газа в пласт непосредственно зависит количество добытой пластовой смеси. Однако учет ее влияния осложняет решение уравнений фильтрации так как при этом требуется получение дополнительной информации о физико-химических свойствах газоконденсатной смеси и нагнетаемого газа. В работе [13] была проведена оценка размера переходной зоны и ее влияния на показатели процесса вытеснения. [7]
О получении представительной пробы пластовой газоконденсатной смеси предлагается судить по изменению конденсатогазового фактора и фракционного состава стабильного конденсата, полученного в результате стабилизации пробы насыщенного конденсата. [8]
Сравнительно невысокая начальная доля тяжелых углеводородов в пластовой газоконденсатной смеси ( ГКС) порядке 0 05 - - 0 10, не является препятствием для пропорционального отбора вместе с газом этих углеводородов на начальной стадии разработки месторождения. Однако при снижении пластового давления в процессе непрерывного отбора запасов становятся значительными пластовые потери тяжелых углеводородов, вызываемые ретроградной конденсацией. По этой причине к концу разработки Вук-тыдьского месторождения из его недр будет извлечено только ЗЕ начальных запасов конденсата. [9]
Только эта пара проб может дать истинный состав пластовой газоконденсатной смеси. Совершенно недопустимо определять состав пластовой газоконденсатной смеси по пробам газа, отобранным при одних условиях сепарации, и пробам газового конденсата, отобранным при других условиях. [10]
По этим плотностям была рассчитана плотность отдельных фракций ДБК пластовых газоконденсатных смесей 25 месторождений. ДБК этих смесей разгонялся на аппарате Энглера на пять фракций: НК - 333, 333 - 368, 368 - 395, 395 - 423, 423 - 473 К - Затем экспериментально определялись групповой состав, плотности каждой фракции и каждой группы углеводородов во фракциях. [11]
То же происходит и при сжигании на факельных установках пластовой газоконденсатной смеси. Эта операция проводится для очистки призабойной зоны пласта от бурового раствора и механических примесей, образующихся после вскрытия продуктивного пласта при газодинамических исследованиях по определению продуктивности пласта и скважины. [12]
Нередко определяемый в процессе лабораторных исследований по нахождению состава пластовой газоконденсатной смеси объем или масса газов сепарации и дегазации не сообщаются. [13]
Рассматриваемая методика исследования среднедебитньсх скважин позволяет повысить достоверность получения представительной пробы пластовой газоконденсатной смеси. [14]
Как видно из табл. 7.5, вследствие значительной толщины залежи состав пластовой газоконденсатной смеси существенно изменяется от кровли до газонефтяного контакта, при этом потенциальное содержание углеводородов С увеличивается более чем в 1 5 раза. [15]