Пластовая газоконденсатная смесь

Cтраница 3

Описаны методы разработки газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт, фазовое поведение углеводородных систем газоконденсатных залежей и особенности многокомпонентной фильтрации в неоднородных пористых и трещиновато-пористых коллекторах. Определена эффективность нагнетания в газоконденсатные залежи углеводородных и неуглеводородных агентов для вытеснения пластовой газоконденсатной смеси, поддержания в залежи давления, извлечения ретроградного конденсата. [31]

Естественно, что поверхностное натяжение на границе раздела газ - ретроградный конденсат имеет наименьшие значения в области более высоких значений давления и увеличивается по мере понижения давления. Поэтому этот фактор будет оказывать большее влияние на процесс обработки скважины при более высоких пластовых давлениях, что является еще одним доводом в пользу применения для обработок скважин углеводородных растворителей в области давлений ниже давления максимальной конденсации пластовых газоконденсатных смесей. Что же касается коллекторских свойств, то они не являются ограничивающими факторами с точки зрения эффективности обработки газоконденсатных скважин углеводородными растворителями. [32]

На стадии проектирования решают задачи выбора режима разработки залежи, схемы размещения скважин по площади газоносности выбирают технологический режим эксплуатации и конструкции скважин, обосновывают обустройство газового промысла. Исходную информацию для проектирования разработки получают в результате анализа геологической характеристики месторождения ( литология, стратиграфия, тектоника); характеристик продуктивного пласта ( пористость, проницаемость, геометрические размеры, запасы углеводородов); типа водонапорной системы и положения газоводяного контакта, физических свойств и химического состава пластовой газоконденсатной смеси и воды. [33]

Когда имеется достаточно хорошая гидродинамическая связь между пластами залежи по вертикали, весьма перспективным способом разработки таких месторождений является вертикальное вытеснение флюида, осуществляемое посредством закачки сухого газа в верхнюю часть залежи и отбора тяжелой пластовой смеси с ее подошвы. Такую схему разработки принято называть вертикальным сайклинг-процессом. В процессе разработки по этому способу пластовая газоконденсатная смесь передвигается в области со все более высокими давлениями и температурами, и, следовательно, ее термодинамическое состояние отдаляется от состояния предельного насыщения. Наконец, специфика изначального распределения углеводородов по глубине залежи определяется тем обстоятельством, что давление начальной конденсации пластовой смеси увеличивается с глубиной залегания. Это позволяет оптимизировать режим вертикального вытеснения: в каждый момент времени на подошве залежи поддерживается давление, равное давлению начала конденсации добываемой в этот момент смеси. Таким образом, давление, поддерживаемое в нижней части залежи, с течением времени может снижаться. Это дает экономию объема закачиваемого газа по сравнению с режимом поддержания постоянного давления на подошве залежи. [34]

Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки пропаном. [35]

Как видно из рис. 5.49, обработка призабойной зоны оторочкой пропана с последующей прокачкой метана ( в указанных объемах) уменьшает насыщенность в зоне радиусом 10 - 12 м вокруг скважины. Процесс обработки протекает в условиях многоконтактного смешивающегося вытеснения пластовой газоконденсатной смеси пропаном и пропана сухим газом. В результате пропан полностью подгребает пластовую жидкость и сам, в свою очередь, полностью вытесняется газом. Представленное на рис. 5.50 распределение компонентов углеводородов в жидкой фазе показывает, что внутри вала по его длине происходит постепенное замещение тяжелых компонентов С5 пропаном. [36]

Как видно из рис. 3.66, обработка призабойной зоны оторочкой пропана с последующей прокачкой метана ( в указанных объемах) уменьшает насыщенность в зоне радиусом 10 - 12 м вокруг скважины. Процесс обработки протекает в условиях многоконтактного смешивающегося вытеснения пластовой газоконденсатной смеси пропаном и пропана сухим газом. В результате пропан полностью подгребает пластовую жидкость и сам, в свою очередь, полностью вытесняется газом. [37]

SO. Кривые компонентного состава жидкой фазы в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки пропаном. [38]

Меньшая интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после обработки ее жидкими углеводородными растворителями объясняется более существенными размерами осушенной области и отсутствием в этой области жидкости, неравновесной газовой фазе плагтоной системы. Накопление конденсата в этом случае во многом уже определяется изменением фазового состояния пластовой газоконденсатной смеси, поступающей к забою скважины ( в область пониженных давлений) из области с более высоким давлением. С этой точки зрения ограничивающими факторами к применению жидких углеводородных растворителей могут явиться факторы, указанные ранее при анализе эффективности обработок прискважинных зон сухим газом. [39]

Представляет непосредственный практический интерес определение областей нормального и ретроградного испарения и конденсации воды в системе природный газ-вода. Имеющиеся в литературе данные по этому вопросу противоречивы. Так, в работе [43] указывается, что экспериментально установлено явление конденсации воды вместе с высококипящими углеводородными компонентами из пластовых газоконденсатных смесей при изотермическом снижении давления. Давление минимальной растворимости воды в газе оценивается в этом случае величинами 8 - 9 МПа. Следует отметить, что в опытах, описанных в этой работе, в углеводородных смесях реальных месторождений ( Майкопское, Чел-басское - Краснодарский край) растворялось определенное количество влаги, соответствующее содержанию водяных паров в газе. [40]

Во втором опыте осуществлен обратный процесс - газокон-денсатная смесь вытеслялась метаном. На графиках показано изменение в процессе вытеснения мольной доли бутана в потоке, выходящем из пласта. Из кривой 2 видно, что при вытеснении газоконденсата сухим газом зона смеси составляет примерно 0 3 порового объема модели пласта и после закачки 1 2 поровых объема метана бутан, содержащийся в исходной пластовой газоконденсатной смеси, извлекается практически полностью. [42]

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. [43]

Для всех рассматриваемых вариантов ( 9Г - 12Г) характерным оказалось наличие двух областей повторного накопления конденсата: области, расположенной непосредственно у забоя скважины, и области на границе полностью осушенной зоны пласта с остальной его частью. Наличие двух этих центров повторного накопления ретроградного конденсата вполне объясняется проявлением указанных уже факторов. Накопление конденсата непосредственно у забоя скважины обусловлено наиболее резким изменением давления в этой области, а соответственно и наиболее значительным изменением свойств притекающей к забою пластовой газоконденсат-ной смеси. Поэтому жидкая углеводородная фаза в этой зоне оказывается наиболее неравновесной к пластовой газоконденсатной смеси и при взаимодействии с ней наиболее интенсивно выпадает из газа конденсат. В этом варианте также формируются две зоны накопления конденсата, которые затем смыкаются в одну общую зону. [44]

Фазовая диаграмма углеводородной смеси. [45]

Страницы: 1 2 3 4