Энергетическая характеристика залежей нефти и газа

Глава VII ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.

§ 1. НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Пластовое давление — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в 148 целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс — поступление в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт — скважина:

Рпл = ^hpg,

(VII. 1)

где h — высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; р — плотность жидкости в скважине, кг/м³; g — ускорение свободного падения, м/с². При практических расчетах давление определяют в МПа и формулу используют в следующем виде:

Рпл = ^hP^/102.

(VII.2)

В этой формуле значение р принимается в г/см³.

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называется пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируется расстоянием от устья скважины или значением его абсолютной отметки.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

Высоту столба жидкости h в (VII. 1) и (VII.2) в зависимости от решаемой задачи определяют по всем скважинам или как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора — такой столб жидкости h называют пьезометрической высотой, или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой для всех скважин горизонтальной плоскости — этот столб жидкости h₂ = h₁ + z, где z — расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором (рис. 44).

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением р_пла; давление, соответствующее пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением р_плпр. Зная расстояние z и плотность

Рис. 44. Пьезометрические высота и напор в скважине:

1 — пласт-коллектор; 2 — пьезометрический уровень в скважине; 0—0 — условная плоскость; h ₁ — пьезометрическая высота; z — расстояние от середины

пласта до условной плоскости; h ₂ — пьезометричес

кий напор

жидкости в скважине р, при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):

Рплпр = Рпл.а + zp/102 = (h + z)p/102. (VII.3)

В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Это можно видеть на примере водонапорной системы, показанной на рис. 45. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины Н₁ до середины пласта и глубину пьезометрического уровня h₁ от устья скважины, а также плотность воды р_в (она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы):

Рпл1 = [(H — hi)/102] р,. (VII.4)

В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (рис. 45, скв. 2),

Рис. 45. Схема инфильтрационной водонапорной системы:

1 — водонасыщенный пласт-коллектор; 2 — залежь нефти; 3 — пьезометрическая поверхность; 4 — земная поверхность; 5 — скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 — направление движения жидкости; 7 — водоупорные породы

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 45, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление р_у на их герметизированных устьях:

Рплз = (Нзрв/102) + Ру, (VII.6)

где р_у = ,Ь_зр_в/102; ,Ь_з — превышение пьезометрического

уровня над устьем скважины.

Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad р, отражающим величину изменения р_пл на 1 м глубины скважины:

grad p = р_пл/Н. (VII.7)

Из рис. 45 видно, что на величину grad р в различных скважинах заметное влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad р меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad р больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление. В настоящем разделе освещаются вопросы, связанные с начальным пластовым давлением (динамическое пластовое давление рассмотрено в главе XIII).

Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движения подземных вод, т.е. единым генезисом напора. Изучению водонапорных систем посвящены исследования А.А. Карцева, С.Б. Вагина и других гидрогеологов.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента (см. рис. 45; рис. 46):

область питания — зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;

область стока — основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;

область разгрузки — части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.

Природные водонапорные системы подразделяют на ин-фильтрационные и элизионные, различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора (см. следующие разделы настоящей главы). Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по 152

Рис. 46. Схема элизиоиной водонапорной системы.

Условные обозначения см. на рис. 45

величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида — залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому. Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтраци-онных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей (см. рис. 45).

Инфильтрационную систему отличают следующие особенности. Она является "открытой", т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания. Область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки. Природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами. Движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов. Пьезометрическая поверхность системы условно (в предположении, что пласты содержат пресную воду плотностью 1 г/см³) представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания и разгрузки. Фактически вследствие изменчивости плотности пластовых вод в системе (обычно в пределах 1 — 1,25 г/см³) она имеет несколько более сложный характер.

За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008— 0,013 МПа/м и в среднем составляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.

В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значения всегда намного ниже значений геостати-ческого давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород. Это иллюстрируется рис. 47. Инфильтрацион-ные водонапорные системы наиболее характерны для древних платформ.

В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК. На рис. 48 приведена схема 154

Рис. 47. График изменения пластового давления с глубиной в ин-фильтрационной водонапорной системе терригенных отложений девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по Ю.П. Гат-тенбергеру).

Давление: 1 — гидростатическое в различных точках системы; 2 —

геостатическое

Н, км

/ \ / \

Рис. 48. Схема распределения пластового давления р_пл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи:

1 — вода; 2 — нефть; 3 — газ; поверхности: 4 — пьезометрическая, 5 — земная; р_у — давление на устье скважины

фрагмента инфильтрационной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.

Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК — 700 м, ГНК — 400 м, кровли пласта в своде залежи — 300 м.

Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи. Примем, что плотность пластовых вод, нефти и газа (в г/см³) соответственно равна: р_в = 1,0, р_н = 0,85, р_г = 0,1 г/см³.

В водяной скв. 1 пьезометрическая высота h, = 600 м.

Соответственно р_пл1 = h_Bp_B/102 = (600-1,0)/102 = 5,88 МПа.

В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте h, = 900 м Р_пл4 = 900-1,0/102 = 8,82 МПа; р_пл1 < р_пл4 на 2,94 МПа, т.е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах.

В нефтяной скв. 2 при той же абсолютной отметке залегания пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем в скв. 4, но на иную величину, поскольку столб жидкости, соответствующий разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя пластовое давление в скв. 2, исходя из величины р_пл4, получим р_пл2 = 8,82 — - (100-1,0 + 200-0,85)/102 = 6,17 МПа, что на 0,29 МПа

больше, чем в водяной скв. 1. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: h₂ = 6,17 — 102/0,85 = 740 м, что на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсолютной отметке пласта. При значительной абсолютной отметке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м.

Нефтяная скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей отметкой устья (100 м) при таком же пластовом давлении будет фонтанировать, поскольку пьезометрическая высота на 140 м выше устья скважины. Давление на ее устье при герметизации р_у2а = 140 - 0,85/102 = = 1,17 МПа.

Пластовое давление в газовой скв. 3 можно определить, исходя из р_пл2 : р_пл3 = 6,17 — (100-0,85 + 100-0,1)/102 =

= 5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа, т.е. пластовое давление газонасыщенной части пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на

1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой.

Таким образом, уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта.

Особенно большое превышение значений фактических пьезометрических высот h и значений начального пластового давления р_пл
нач над гидростатическими h_г и р_г имеется в сводовых частях газовых залежей с большой высотой.

Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при р_в = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением р_из6.

В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные ранее пределы 0,008 — 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.

О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта, непосредственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК (см. главу XIII).

Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического. Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, соответствующего гидростатическому, называется давлением, отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp < 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД).

Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геоста-тического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы). Более распространены геостатические системы (см. рис. 46).

В элизионной системе областью питания является наиболее погруженная часть пласта-коллектора. Отсюда вода, поступившая в нее, перемещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки, когда имеется связь пласта-коллектора с земной поверхностью, или к границам распространения пласта-коллектора, если такой связи нет. В первом случае принято называть элизионные системы полузакрытыми, во втором — закрытыми. Вместе с водами, выжимаемыми из породы-коллектора, последним передается часть гео-статического давления. При этом пластовое давление повышается по сравнению с нормальным гидростатическим р_пл._г на величину р_доп:

(VII.8)

где

^рдоп ^^доп^/вв^^Гв;

(VII.9)

^_доп — превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством ее, удаляющимся в область разгрузки; в, — коэффициент сжимаемости воды; V, — общий объем воды в пласте-коллекторе.

С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды р_доп возрастает и СГПД приближается по величине к геостатическому давлению. СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в меж-солевых и подсолевых отложениях.

Образование СГПД связывают также с уплотнением пород-коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и другими процессами, протекающими в недрах земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойственно пластам-коллекторам в пределах локальных тектонических СГПД или даже отдельных тектонических блоков.

СГПД характерно для районов с повышенной неотекто-нической активностью и соответственно с высокой скоро-158 стью осадкообразования — для Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может достигать 0,017 — 0,025 МПа/м и более.

В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, так же как и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного давления.

Пластовое давление, меньшее гидростатического, т.е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например при выщелачивании или перекристаллизации пород. Возможно также уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.

Роль начального пластового давления. Начальное пластовое давление залежи во многом определяет природную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти и газа.

Начальное пластовое давление в значительной мере определяет природное фазовое состояние УВ в недрах и, следовательно, также обусловливает определение рациональных условий разработки.

Значение начального пластового давления залежи необходимо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Указанные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов УВ.

Знание значения начального пластового давления залежей и всех вышележащих пластов-коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин. При этом следует исходить из двух основных требований: обеспечения нормальной проходки ствола скважины (без поглощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, прихватов труб) и повышения степени совершенства вскрытия пластов (минимального "загрязнения" продуктивных пластов промывочной жидкостью), т.е. предотвращения снижения производительности пласта по сравнению с его природными возможностями.

Природа пластового давления в залежи в значительной мере предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. Соответствие пластового давления гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пластовое давление будет снижаться относительно замедленно. СГПД¹³ свидетельствует о замкнутости элизионной водонапорной системы. Снижение пластового давления в залежах с СГПД происходит быстрее, темпы его падения возрастают с уменьшением размеров водонапорных систем. Таким образом, по значению начального пластового давления можно прогнозировать закономерности падения пластового давления в залежи при ее разработке, что позволяет обоснованно решать вопросы о целесообразности применения методов искусственного воздействия на пласты и о времени начала воздействия.

При составлении первого проектного документа на разработку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.

§ 2. ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации.

В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой, — в результате нагнетания воды, теплофизических и термохимических методов разработки залежей, а также вследствие неизотермических процессов фильтрации. Наряду с этим в скважинах и в присква-жинных зонах горных пород при бурении, цементировании и эксплуатации возникают теплообменные процессы, нарушающие начальное тепловое поле, и для его восстановления требуется продолжительное время — от нескольких суток до месяца и более.

Изменение теплового режима пластов может оказывать существенное влияние на условия разработки залежей. Вместе с тем изучение вторичных термических аномалий имеет большое значение для контроля за процессом разработки эксплуатационных объектов, за работой пластов в скважинах и за техническим состоянием скважин. В связи с этим изучение теплового режима как при подготовке месторождения к разработке (для обоснованного подсчета запасов всех компонентов залежей и проектирования разработки), так и при его разработке имеет большое значение.

Термометрические методы исследования скважин и пластов довольно глубоко обоснованы теоретически и экспериментально российскими (В.Н. Абрамов, А.Л. Абрукин, В.Н. Дах-нов, Д.И. Дьяконов, А.Ю. Намиот, Н.Н. Непримеров, Н.А. Оги-льви, М.Д. Розенберг, Е.В. Теслюк и др.) и зарубежными учеными.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади. Поскольку в действующих и даже только что пробуренных скважинах температурные условия отличаются от начальных, температурные замеры проводят преимущественно в пр о-должительно простаивающих скважинах — наблюдательных, пьезометрических и законченных бурением, но ожидающих ввода в эксплуатацию. Время, необходимое для восстановления теплового равновесия после бурения и цементирования, должно быть обоснованно специальными исследованиями.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.

По данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г_о. Сочетание геотермы с литологостратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис. 49). На геотерме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.

Рис. 49. Геолого-геотермичес-кий разрез скважины (по

В.А. Луткову):

а, б, в, г — литолого-стра-тиграфические пачки пород

*Литология* § 1 с* о О	*Частные значения АГ*
а \ / \/2*	Ч АГ_а= _hj
*II t'l* т tV¹! б 1 1 -Г¹-Л**	'* ^АГ«⁼ h₂
з\ ^в Ь /*	4-3 *1, АГ_в=-^у— ³*^в
*№т-* ^г 1 1 н ч	II

С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента — частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент А Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100 м.

Частным называют значение геотермического градиента в пределах литолого-стратиграфической пачки, характеризующейся углом наклона соответствующего ей отрезка геотермы. Пример определения частных значений геотермического градиента для пачек а, б, в и г показан на рис. 49. Указанным пачкам соответствуют геотермические градиенты АГ_а, АГ₆, АГ_В, АГ_г. Для определения частного значения геотермического градиента температуру на границах литологостратиграфической пачки берут в точках пересечения соответствующего прямолинейного отрезка геотермы с границами пачки. Так определены значения температуры t₁ и t₂ в кровле и подошве пачки а, t₄ — в подошве пачки в, t₅ — в подошве пачки г. В случаях, когда границы литологической пачки не пересекаются соответствующим прямолинейным отрезком геотермы, температуру на границе пачки принимают в точке, полученной в результате экстраполяции соответствующего отрезка геотермы до границы пачки. Таким путем определены значения температуры t₂, t₃ и t₄ в кровлях пачек б, в и г.

Среднее взвешенное значение геотермического градиента А Г характеризует начальную температуру геологического разреза в целом от нейтрального слоя до забоя скважины:

(VII. 10)

где АГ, — частные значения геотермического градиента; h, — толщины соответствующих литолого-стратиграфических пачек пород; n — количество выделенных в геологическом разрезе пачек.

Средние взвешенные значения геотермических градиентов различны для геологических разрезов разных участков земной коры. По данным М.А. Жданова, для грозненских месторождений они составляют 8 —12 °С, для Апшеронского п-ова — 3 — 5 °С, для ряда месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции — 1 — 1,2 °С. С помощью геоло-го-геотермического разреза определяют также значения геотермической ступени — толщины разреза недр в метрах, соответствующей изменению температуры на 1 °С.

Наиболее полная температурная характеристика геологического разреза месторождения в целом или его определенной части может быть получена с помощью серии геологогеотермических профилей (рис. 50).

Изменение температуры продуктивного пласта по площади хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта (рис. 51). При многопластовом строении эксплуатационного объекта карты изотерм следует строить по кровле каждого из пластов. Природная температура в кровле пласта обычно имеет различные значения на разных участках залежи. В пределах антиклинальных поднятий она возрастает от сводовой части к периферии залежи в соответствии с увеличением глубины залегания пород. На этом фоне могут быть аномалии, обусловленные особенностями перемещения пластовых вод в водонапорной системе, возможной гидрогазодинамической сообщаемостью частей разреза с неодинаковой температурой на отдельных участках месторождений и другими причинами. Соответственно гео-

Рис. 50. Схематический геолого-геотермический профиль месторождения Узень (по В.А. Луткову):

1 — непроницаемые разделы между горизонтами; 2 — изотермы, °С; XIII — XVII — продуктивные горизонты

Рис. 51. Геотермическая карта по кровле горизонта XIII месторождения Узень (фрагмент, по В.А. Луткову):

1 — скважины (цифры у скважин — природная температура в кровле пласта, °С); 2 — изотермы, °С; 3 — изогипсы, м; 4 — предполагаемое дизъюнктивное нарушение; 5 — внешний контур нефтеносности

термы скважин на разных участках месторождения могут различаться. Причины изменчивости природной температуры в пределах каждого месторождения следует тщательно изучать.

§ 3. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Учение о природных режимах нефтяных пластов создано

главным образом российскими учеными на базе теоретических исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы; напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геоло-го-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристи-166 ка технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.

Нефтяные залежи. При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 52, а).

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтра-ционным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях: больших размерах законтурной области; небольшой удаленности залежи от области питания; высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой. Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и

Рис. 52. Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика основных показателей разработки. 1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНК_нач — начальное, ВНК_тек — текущее; ВНК_к — конечное; давление: р_пл — пластовое, р_нас — насыщения; годовые отборы: д_к — нефти, д_ж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; к_извл._н — коэффициент извлечения нефти

давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 52, •):

тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;

достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, — до 8—10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 — 90% извлекаемых запасов нефти;

извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0,5—1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0,6 — 0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим. Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.

Упруговодонапорный режим — режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Объем нефти АУ_н, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на Ар*, можно выразить формулой

АУн = а у; + ау; = Ун Ap*e; + wp;, (vii.ii)

где АУн, АУ_н" — объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пласта; У_н, У, — объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей пласта; в н, вв — коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях (в* = к_нв_ж + в_с, где к_н — средний коэффициент пористости; в_ж, в_с — коэффициенты объемной упругости жидкости и породы).

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизи-онным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Перфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (см. рис. 52, а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неиз-влекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 53) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется (см. рис. 53), в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 54 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость 170

Рис. 53. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме.

Условные обозначения см. на рис. 52

резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.

Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионном характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соот-

Рис. 54. Зависимость динамического пластового давления р_пл от накопленной добычи жидкости О_ж при упруговодонапорном ре

жиме нефтяной залежи с начала ее разработки. Размеры законтурной области: 1 — большие; 2 — небольшие; 3 — законтурная область практически отсутствует ветствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 — 7 % в год от НИЗ (см. рис. 53). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 — 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5 — 0,55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Малгобек-Вознесенского и других месторождений Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницае-172 мость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2 — 3 МПа-с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным (рис. 55, а).

С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рис. 55, •). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. Поэтому при равных балансовых запасах и равных темпах раз-

Основной период разработки 4->

Рис. 55. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика основных показателей разработки. 1 — газ; 2 — запечатывающий слой на границе ВНК_нач; положение ГНК: ГНК_нач — начальное, ГНК_тек — текущее, ГНК_к — конечное; остальные условные обозначения см. на рис. 52

работки абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосо-держании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 56). Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пласто-174

Рис. 56. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.

Условные обозначения см. на рис. 52

вой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4 — 5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0,2 —0,3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.

Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 57, б. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2—1 % в год от начальных извлекаемых запасов. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м³.

Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.

Газовые и газоконденсатные залежи. При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной 176 выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 к_швл, н

Рис. 57. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти q_H; 1—3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения” верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти; остальные условные обозначения см. на рис. 52, 55.

Пластовое давление залежи р _пл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (p_UA/Z) — 2Q, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; 2 Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8—10% начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геологопромысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9 — 0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0,2 млн. м³ воды в результате отбора 1 млн. м³ газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м³ газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к эли-зионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницае-178 мостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

Смешанные природные режимы залежей. При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи; при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного газа и т.д.

Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки (залежь бобриковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае и др.).

Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5—10 % извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири и др.).

Изучение природных режимов залежей. В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно активным упруговодонапорным режимом, т.е. когда за счет природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более. Малоэффективные природные режимы в самом начале разработки нефтяных залежей преобразуют в более эффективные путем искусственного воздействия на пласт. Поэтому природный режим нефтяных залежей должен устанавливаться уже ко времени составления первого проектного документа на разработку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее эксплуатации, достаточных для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы в целом и геолого-физической характеристики самой залежи.

Изучение водонапорной системы предусматривает выяснение региональных условий залегания горизонта, характера природной водонапорной системы (инфильтрационная, эли-зионная) и ее размеров, положения областей питания и стока, расположения залежи в водонапорной системе относительно области питания, а также факторов, определяющих гидродинамическую связь различных точек системы (условия залегания, проницаемость, характер неоднородности пласта, наличие тектонических нарушений и др.).

По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемости залежи с законтурной областью, о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта.

Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналога при определении режима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для определения природного режима новой залежи.

В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за пове-180 дением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и активностью последней путем наблюдения за давлением в законтурных (пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэтому кроме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины (см. главу XI).

Газовые залежи разрабатывают без искусственного воздействия на пласт, поэтому промышленная добыча газа может быть начата, когда возможный режим залежи по косвенным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение природного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономерностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природного режима используют данные начального периода разработки залежи.

В этот период устанавливают характер кривой, отражающей зависимость (р_плЛ2Г) — 2 Q. Учитывая, что прямолинейную зависимость не всегда можно однозначно истолковать в пользу газового режима, необходимо одновременно обеспечивать получение дополнительных данных. Так, следует организовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизических методов и путем наблюдения за обводнением скважины. Обязателен контроль за поведением давления в пьезометрических скважинах, вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизменность пластового давления в этих скважинах указывает на то, что значительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему и что залежи свойствен газовый режим. Снижение давления в пьезометрических скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической связи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, т.е. об упруговодогазонапорном режиме последней.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА

§ 1. ПОНЯТИЕ "ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ"

Запасами нефти, газа или конденсата называется их количество, содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока, любой части каждого из указанных геологических тел, месторождения, группы месторождений и т.п. Процедуру определения количества УВ называют подсчетом запасов. Объект, в котором подсчитываются запасы, называют подсчетным.

Запасы нефти и газа — важнейший показатель значимости залежи, месторождения, района и т.п.

Чтобы единообразно оценивать и учитывать запасы, государственная комиссия по запасам (ГКЗ) разрабатывает классификации запасов и инструкции по их применению. На классификации запасов основана система государственного учета количества, качества, степени изученности, условий залегания и промышленного освоения запасов, а также сведений о добыче и потерях нефти, газа и конденсата при разработке месторождений.

В настоящее время в стране действует Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденная в 1983 г.

Классификация запасов обеспечивает единые принципы подсчета запасов нефти и газа в недрах по категориям, исходя из степени изученности этих запасов и их подготовленности для промышленного освоения. Запасы относят к той или иной категории в соответствии с надежностью их определения, которая зависит от геологических условий и степени изученности подсчетного объекта.

Категории запасов — интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежи или ее части к разработке.

При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С₁ и C₂. Условия отнесения запасов к той или иной из указанных категорий определяются Инструкцией по примене-182

нию классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

Согласно действующей Классификации, запасы месторождений нефти и газа по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых запасов, которую экономически целесообразно извлечь из пласта при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа.

Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.

Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы УВ — это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы — это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.

Подсчетом начальных запасов завершается цикл геологоразведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку.

Очевидно, что запасы нефти и газа представляют собой величину, производную от формы и внутренней структуры залежи. Поэтому достоверность оценки запасов не только количественно, но и с точки зрения условий их извлечения в процессе разработки зависит от того, насколько правильно составлена статическая модель залежи. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения залежей, которые играют значительную роль при выборе системы разработки и неучет которых может существенно сказаться на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти.

Из сказанного видно, что подсчет запасов — одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии, при решении которой изучают внутреннюю структуру подсчетного объекта, выделяют его геологические тела и изучают их свойства, положение границ и взаимосвязь. Он служит основой для выделения балансовых, забалансовых и извлекаемых запасов, а также для составления технологической схемы разработки.

Важную роль играет пересчет начальных запасов в процессе разработки, выполняемый, как правило, в условиях, когда по залежи накоплен уже большой объем геологической инфорации и имеется значительный опыт ее эксплуатации. Пересчет производится обычно перед составлением каждого нового проектного документа на дальнейшую разработку. Обобщение геологической информации при пересчете позволяет детализировать статическую модель залежи. Это дает возможность внести в принятую систему разработки необходимые коррективы, способствующие повышению ее эффективности. Кроме того, сравнительный анализ результатов подсчета и пересчета запасов одной и той же залежи служит источником важной информации для усовершенствования методов разведки, подсчета запасов и разработки залежей.

§ 2. ГРАНИЧНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД

Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта. Для выявления внутренней структуры залежи необходимо знать положение границ между коллекторами и не-коллекторами, проводимых по кондиционным значениям емкостно-фильтрационных свойств пород.

Кондиционными называют граничные значения свойств нефтегазонасыщенных пород, разделяющих их на коллекторы и неколлекторы, а также на коллекторы с разными промысловыми характеритиками. Эти граничные значения называют также нижними пределами значений свойств продуктивных коллекторов.

В настоящее время накоплен значительный опыт обоснования предельных значений параметров нефтегазонасыщенных пород, который используется при подсчете запасов, но применяемые методы требуют дальнейшего развития.

Большинство способов позволяет устанавливать кондиционные значения проницаемости пород, отдельные методы предназначены для определения кондиционных значений пористости или нефтенасыщенности. Проведение границ между коллекторами и неколлекторами или между коллекторами 184 разной продуктивности по кондиционным значениям разных свойств дает неодинаковые результаты, так как связи между различными свойствами пласта носят стохастический характер — фиксированному значению одного параметра соответствует несколько значений других параметров. Например, породы с одинаковыми значениями коэффициента проницаемости могут различаться по значениям коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, коэффициента вытеснения и др. Пропластки с одинаковой проницаемостью или пористостью различаются по значениям удельных коэффициентов продуктивности. Нередки случаи, когда из пород, по граничным значениям проницаемости отнесенных к неколлек-торам, получают промышленные притоки нефти, а из пород, по граничным значениям пористости отнесенных к коллекторам, притоков не получают.

В связи со сказанным, а также вследствие значительной сложности задачи пока нет общепринятой методики установления кондиционных значений свойств нефтегазонасыщенных пород. Большинство исследователей пришло к выводу, что для определения границы между коллекторами и некол-лекторами следует использовать геофизические показатели, отражающие совокупность сложно взаимодействующих свойств пород, или какой-то комплексный параметр, характеризующий емкостно-фильтрационные свойства породы одним числом. Предельные значения параметров коллекторов необходимо обосновать в каждой скважине для каждого пласта или прослоя на основе комплексного использования данных лабораторного анализа керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин.

§ 3. КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физикохимических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, предельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований о х-раны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность — 0_извл, к балансовым запасам нефти залежи 0_6ал:

КИН = д_Из_Вл/о₆_ал.

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки — текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геоло-го-физическими и технологическими факторами;

покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов — вытеснения (К_выт), охвата процессом вытеснения (К_охв) и заводнения (К_зав):

^КИН = -КвыДоиАзшг

Коэффициент вытеснения — это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения К_выт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием модельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной выборке керна, принятого для эксперимента, получают значение К_выт, характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата К_охв — это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. К_охв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти.

Коэффициент заводнения К_зав характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета К_зав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет третий способ — гео-лого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ.

С этой целью на базе детальных адресных геологопромысловых моделей создаются статические геологоматематические трехмерные модели, отражающие изменчивость свойств коллекторов по объему залежи. Эти модели представляют собой совокупность нескольких десятков тысяч элементарных ячеек, каждая из которых несет информацию о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов в объеме залежи. Высокая надежность подобных моделей достигается также адаптацией их к прошедшему фактическому периоду эксплуатации залежи, если таковой уже был.

Затем на базе статических трехмерных геологоматематических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с помощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатационного объекта, показывающая прогнозное изменение во времени:

насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;

пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;

дебитов скважин и обводненности добываемой в них продукции.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафиксировать состояние залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН определяют для нескольких вариантов системы разработки; он во многом является показа-188 телем эффективности проектируемой системы, которая зависит от того, насколько полна та или иная система разработки соответствует конкретным геолого-физическим условиям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование разработки представляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэффициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимизационная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим положением коэффициент извлечения нефти и все другие показатели разработки обоновываются не менее чем по трем вариантам разработки, которые различаются способами воздействия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбу-ривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепенные. В этом случае обоснованное значение КИН можно назвать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматривающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Технологический коэффициент нефтеизвлечения до перехода к рыночной экономике принимался в качестве единственного конечного.

Достижение этого коэффициента требовало максимального использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных материальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планового хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно экономический подход, учитывающий современную конъюнктуру на рынке нефти и действующее налоговое законодательство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических и экономических значениях

КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных экономических показателей, при крайне низкой продуктивности залежи или на завершающей стадии разработки, действующее законодательство допускает уменьшение обязательных налогов и платежей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффициентом нефтеизвлечения.

В заключение следует отметить, что в настоящей главе сведения о запасах углеводородов приведены в том весьма сокращенном виде, который необходим для последующего изложения вопросов промысловой геологии нефти и газа.

В полном объеме важная и обширная проблема изучения запасов УВ подробно излагается в курсе "Методы подсчета запасов оценки ресурсов нефти и газа" и в соответствующем учебнике.

etMT 2

ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЕСЯ ПРИ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКЕ ГАЗА

2.1. ТЕХНОЛОГИИ

2.1.1. СПОСОБ ОСУШКИ ГАЗА

Краткое описание

На рис. 2.1 представлена технологическая схема осушки природного газа, в которой после первичной сепарации осуществляется контакт газа с влагой, отпаренной и сконденсированной из насыщенного абсорбента, с последующей вторичной сепарацией газа от капельной влаги.

Сырой газ из скважины подают на первичную сепарацию в сепаратор 1, где от газа отделяется капельная влага, после чего газ с унесенной со стадии первичной сепарации капельной влагой, содержащей растворенные в ней соли, подают в контактор 2, где осуществляется его контактирование с отпаренной и сконденсированной на стадии регенерации водой, не содержащей солей, в результате которого газ с капельной влагой со сниженной концентрацией солей после сепарации в сепараторе 3 поступает на осушку в абсорбер 4. Насыщенный влагой абсорбент из абсорбера 4 подают на регенерацию в регенератор 5. Выделенные из абсорбента пары влаги конденсируются в холодильнике 6 и попадают в контактор 2, а регенерированный абсорбент подают на осушку газа в абсорбер 4.

Эффективность

Использование предлагаемого способа позволяет уменьшить эксплуатационные затраты, связанные с попаданием солей в абсорбент и последующим отложением их в технологическом оборудовании.

Рис. 2.1. Технологическая схема осушки природного газа:

1 - первичный сепаратор; 2 - контактор; 3 - сепаратор; 4 - абсорбер; 5 -регенератор; 6 - холодильник; 7-10 - линии подачи; 11 - испаритель; 12 -выветрпватель; 13 - теплообменник; 14 - емкость

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ № 965486, БИ № 38, 1982 (Авторы: Г. К. Зиберт, С.И. Кузьмин, А.М. Сиротин, А.М. Сун).

Холпанов Л.П., Запорожец Е.П., Зиберт Г.К., Кащиц-кий Ю.А. Математическое моделирование нелинейных термогидрогазодинамических процессов. - М.: Наука, 1998, 320 с.

2.1.2. СПОСОБ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Краткое описание

Предложенный способ применяют в промысловой обработке, главным образом, при осушке природного газа. При использовании данного способа осушки природного газа в абсорбер перед подачей водного раствора метанола в скважины осуществляют его контакт с газом, прошедшим первичную сепарацию, с последующей вторичной сепарацией газа от капельной жидкости.

Сырой газ из скважины по шлейфам подают на первичную сепарацию в сепаратор для отделения от капельной жидкости. После этого газ с унесенной со стадии первичной сепарации капельной жидкостью, содержащей растворенные в ней соли, направляют в контактную секцию многофункционального аппарата, где осуществляют его контакт с концентрированным раствором метанола, не содержащим солей, для снижения концентрации солей в капельной жидкости, содержащейся в газе. Затем проводят предварительную осушку газа. Предварительно осушенный газ подают на вторичную сепарацию в сепаратор, а после этого на окончательную осушку абсорбентом (гликолем) в контактную секцию многофункционального аппарата.

Насыщенный влагой абсорбент из многофункционального аппарата подают на регенерацию в регенератор, из которого регенерированный абсорбент направляют на осушку газа в контактную секцию аппарата.

Концентрированный водный раствор метанола направляют из емкости на предварительную осушку газа и снижение концентрации солей в капельной жидкости, содержащейся в газе, в контактную секцию. Затем водный раствор метанола вместе с извлеченными из капельной жидкости солями подают в скважину и / или шлейф для предупреждения в них гидратообразования.

Эффективность

Использование предложенного способа осушки газа позволяет уменьшить эксплуатационные затраты при промысловой подготовке (осушке) газа, связанные с попаданием солей в абсорбент и последующим их отложением в технологическом оборудовании, и повысить эффективность регенерации.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ № 1581977, БИ № 28, 1990 (Авторы: Г. К. Зиберт, С.И. Кузьмин, Е.Н. Туревский, Е.И. Черников).

2.1.3. СПОСОБ МАССООБМЕНА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Краткое описание

Предлагаемое устройство для осуществления массообмена может быть использовано для проведения процессов абсорбции и ректификации.

Устройство содержит последовательно соединенные контактные ступени, каждая из которых включает эжектор, выход которого подключен к сепарирующему устройству, разделяющему газожидкостную смесь на газ и жидкость. Газ из сепарирующего устройства подается в активное сопло эжектора следующей контактной ступени, а жидкость - к пассивному соплу эжектора предыдущей контактной ступени. Способ массообмена между газом и жидкостью заключается в том, что жидкость перед подачей ее в эжектор данной ступени предварительно эжектируется в дополнительном эжекторе частью газа, отводимого из сепарирующего устройства данной контактной ступени, и в пассивное сопло эжектора поступает газожидкостная смесь с уменьшенной плотностью и с повышенным давлением (рис. 2.2).

В зависимости от назначения проводимого процесса массообмена по предлагаемому способу величина части газа, которым производят эжектирование жидкости, отводимой с последую-

Рис. 2.2. Способ и устройство для массообмена:

1 - эжектор; 2 - сепарирующее устройство; 3, 4 - патрубки вывода газа и жидкости; 5, 9 - активные сопла эжектора; 6, 8 - пассивные сопла эжектора; 7 - дополнительный эжектор

щей контактной ступени, имеет различные значения и зависит от количества и плотности жидкости. Например, при осушке нефтяного газа эта часть составляет 3 % от общего потока газа, а при получении пропана из нефтяного газа эта часть равна 30 % от общего потока газа. Большое расхождение величин этой части газа объясняется тем, что при осушке нефтяного газа требуется жидкого абсорбента в 10 раз меньше, чем при получении из нефтяного газа пропана.

Эффективность

Предлагаемый способ массообмена и устройство для его осуществления позволяют обеспечить проведение массообмена при значительном снижении потерь давления газа на каждой конкретной ступени.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1674931, БИ № 33, 1991

(Авторы: Е.П. Запорожец, С.И. Бойко, Л.М. Мильштейн, Г.К. Зиберт).

2.1.4. НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНАЯ УСТАНОВКА

Краткое описание

На рис. 2.3 представлена схема предлагаемой установки, которая работает следующим образом.

Влажный газ из источника 5 засасывается вакуумным эжектором 3, где смешивается с рабочей абсорбирующей жидкостью. Затем образовавшаяся смесь поступает в трехкомпонентный сепаратор 6. Из сепаратора 6 частично осушенный газ нагнетательным эжектором 11 подается во второй сепаратор 10, откуда сжатый и осушенный газ поступает к потребителю. При двухстадийном сжатии газа в эжекторах 3 и 11 выпадает конденсат, который из сепараторов 10 и 6 подается в сепаратор 2 разгазирования, откуда отсепарированный газ вновь поступает к пассивному соплу эжектора 3. Рабочая абсорбирующая жидкость циркулирует в установке по контуру, образованному нагнетательным эжектором 11, вторым сепаратором 10,

Рис. 2.3. Насосно-эжекторная установка:

1 - насос; 2 - сепаратор разгазирования; 3 - жидкостно-газовый вакуумный эжектор; 4, 13 - пассивное сопло; 5 - источник газа низкого давления; 6, 10 -трехкомпонентный сепаратор; 7 - выходной трубопровод; 8 - выход эжектора; 9 - магистраль; 11 - нагнетательный эжектор; 12, 15 - активное сопло; 14 - диффузор; 16, 17 - линии подвода и отвода адсорбирующей жидкости; 18 - отбор сухого газа; 19 - выход конденсата

вакуумным эжектором 3 и сепаратором 6. Циркуляция жидкости обеспечивается насосом 1. Линии отвода воды 16 и подвода 17 абсорбирующей жидкости используются для замены или подпитки.

Эффективность

Насосно-эжекторная установка позволяет осуществить как сжатие газа, так и его многоступенчатую осушку, что расширяет ее функциональные возможности. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1475276 (Авторы: Е.П. Запорожец, Л.М. Мильштейн, Г.К. Зиберт).

Краткое описание

Предложенный способ применим для глубокой осушки природного газа.

На рис. 2.4 представлена технологическая схема абсорбционной установки.

Установка состоит из абсорбера 1 с размещенной в нем сорбционной секцией 2, снабженного штуцерами подачи сырого газа 3, выхода осушенного газа 4, подачи регенерированного сорбента (или регенерированной фазы) 5, выхода насыщенно-

Рис. 2.4. Технологическая схема абсорбционной установки:

1 - абсорбер; 2 - сорбционная секция; штуцера: 3 - подачи сырого газа, 4 -выхода осушенного газа, 5 - подачи регенерированного сорбента, 6 - выхода насыщенного сорбента, 8 - подачи насыщенного сорбента, 9 - выхода паров воды, 10 - выхода регенерированного сорбента, 11 - подачи осушенного газа;

7 - регенератор; 12 - насос

го сорбента 8, выхода паров воды 9, выхода регенерированного сорбента 10, подачи осушенного газа (или теплоносителя) 11 и насоса 12.

Способ проведения абсорбционных процессов реализуется следующим образом.

Сырой газ в количестве 10 млн. м³/сут при давлении 7,5 МПа и температуре 200 °С с начальным влагосодержанием 0,35 г/м³ подают в абсорбер 1 через штуцер 3 в сорбционную секцию 2 на контакт с двухфазным сорбентом. В сорбционной секции газ осушают путем поглощения влаги сорбентом, состоящим из жидкости-абсорбента и твердой пористой мелкодисперсной фазы, полученной путем предварительного насыщения пор этой фазы жидкостью-абсорбентом. В качестве двухфазного сорбента используют жидкость-абсорбент, например, полиэфир (триэтиленгликоль с концентрацией 99,0 % по массе), и твердую пористую мелкодисперсную фазу в виде гранул диаметром 0,8-2,5 мм, состоящих из твердого пористого носителя, представляющего собой сополимер стирола и дивинилбензола.

Очищенный газ через штуцер 4 удаляется из абсорбера 1. Газ осушают до температуры точки росы минус 35 °С (остаточного влагосодержания 0,008 г/м³).

Регенерацию двухфазного сорбента осуществляют во время проведения абсорбционного процесса непрерывно или периодически, путем вывода по крайней мере одной фазы из абсорбера 1 через штуцер подачи насыщенного сорбента 8 в регенератор 7, где и проводят ее регенерацию потоком осушенного газа, подаваемого через штуцер подачи осушенного газа 11, при температуре 80-120 °С. Сорбент восстанавливают регенерированной фазой, которую подают периодически или постоянно из регенератора 7 с помощью насоса 11 через штуцер 5 на секцию 2 абсорбера 1.

Регенерацию жидкости-абсорбента проводят при температуре ее кипения и соответствующем этой температуре давлении (для триэтиленгликоля она равна 204 °С при атмосферном давлении).

Для получения более низкой температуры точки росы по влаге через штуцер 5 можно подавать высокорегенерированный абсорбент для регенерации твердой фазы.

Эффективность

Использование в качестве твердой мелкодисперсной фазы сорбента, полученного путем предварительного насыщения пор твердой пористой структуры абсорбентом, позволило интенсифицировать процесс абсорбционной осушки и значительно повысить его эффективность путем придания сорбционных свойств твердой мелкодисперсной фазе, а осуществление непрерывной или периодической регенерации по крайней мере одной из фаз сорбента в процессе сорбции позволило сократить энергозатраты.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Заявка на изобретение № 98123658, 1999 (Авторы: Г.К. Зиберт, Е.П. Запорожец, Р.Г. Зиберт).

2.1.6. СПОСОБ ОСУШКИ ГАЗА

Краткое описание

Предложенный способ осушки может быть использован для глубокой осушки природного и нефтяного газа.

На рис. 2.5 представлена технологическая схема осуществления предложенного способа осушки газа.

Сырой газ подают в абсорбер 1 через штуцер подачи сырого газа 6 в сепарационную секцию 2, в которой отделяют капельную жидкость. Отсепарированный от жидкости газ затем направляют в абсорбционную секцию предварительной осушки газа 3, на которой осуществляют противоточный контакт с частью регенерированного абсорбента, подаваемого через штуцер 8 и таким образом извлекают основную часть влаги из газа.

Далее газ направляют на ступень окончательной осушки 4, где происходит противоточный контакт с абсорбентом высокой концентрации, который подают через штуцер 9. Осушенный газ после фильтрации от абсорбента на ступени 5 выводят в виде готового продукта через штуцер 7.

Смесь насыщенных абсорбентов выводят из абсорбера 1 через штуцер 10, после чего ее дросселируют, снижая давление на регулирующем клапане 12, и подают в выветриватель 13, газы выветривания отбирают через штуцер 15, а абсорбент через штуцер выветренного абсорбента 16 направляют на фильтр 17.

Рис. 2.5. Технологическая схема осушки газа:

1 - абсорбер; 2 - сепарационная секция; 3, 4 - абсорбционная секция предварительной и окончательной осушки газа; 5 - фильтрующая секция; штуцера: 6 - подачи сырого газа, 7 - выхода осушенного газа, 8 - подачи частично регенерированного абсорбента, 9 - подачи абсорбента высокой концентрации, 10 - выхода насыщенного абсорбента, 11 - выхода отсепарированной жидкости, 14 - входа насыщенного абсорбента, 15 - выхода газа выветривания, 16 -выхода выветренного абсорбента, 28 - подачи насыщенного абсорбента, 29 -выхода отпаренной воды, 30 - выхода частично регенерированного абсорбента; 31 - подачи несконденсированных паров, 32 - подачи части насыщенного абсорбента, 33 - подачи сырья с низа колонны, 34 - выхода остатка, 35 - выхода несконденсированных паров, 36 - подачи хладагента, 37 -

Отфильтрованный поток насыщенных абсорбентов делят на две части. Одну часть подают на теплообменник 18, в котором ее нагревают частично регенерированным гликолем и подают через штуцер 28 в ректификационную колонну частичной регенерации 20 в качестве сырья. Другую часть подают на теплообменник 19, где ее нагревают высококонцентрированным потоком абсорбента, который отбирают через штуцер 39 колонны 21 .

Из теплообменника 19 насыщенный абсорбент подают на дефлегматор через штуцер 36, из которого его отбирают через штуцер 37 и подают в качестве второго сырьевого потока в ректификационную колонну частичной регенерации 20 через штуцер 32.

Отпаренную влагу отбирают через штуцер 29 и подают на конденсацию в воздушный холодильник 22. После конденсации поток подают в рефлюксную емкость 23, из которой нескон-денсированные пары отводят через штуцер 41. Водяной конденсат через штуцер отбора рефлюкса 43 отбирают насосом 24. Часть его направляют на орошение колонны 20, а оставшуюся часть сбрасывают в дренаж или используют для промыва сырого газа, конденсат легких углеводородов отбирают через штуцер 42.

Основную часть потока частично регенерированного абсорбента, отбираемого из колонны 20 через штуцер выхода частично регенерированного абсорбента 30, после утилизации тепла в теплообменнике 18 насосом 25 подают через штуцер 8 в абсорбер 1 на контакт с сырым газом для предварительной осушки его от воды.

Другую часть потока горячего частично регенерированного абсорбента из колонны 20 подают через штуцер подачи сырья 33 на вторую ступень ректификации в ректификационную колонну окончательной регенерации 21. Отсепарированный и сконденсированный абсорбент отбирают из колонны 21 в виде жидкостного потока через штуцер 39. Небольшую часть потока абсорбента через штуцер 40 возвращают в колонну 21 для орошения. Остальную часть после охлаждения в теплообмен-

выхода из дефлегматора, 38 - подачи отпарного газа, 39 - отбора высококон-денсированного абсорбента; 40 - подачи высококонденсированного абсорбента на орошение, 41 - выхода несконденсированных паров, 42 - отбора углеводородного конденсата, 43 - отбора рефлюкса; 12 - регулирующий клапан; 13 -выветриватель; 17 - фильтр; 18, 19 - теплообменники; 20, 21 - ректификационная колонна для частичной и окончательной регенерации абсорбента;

22 - конденсатор; 23 - рефлюксная емкость; 24-27 - насосы

нике 19 насосом 26 подают через штуцер 9 в абсорбер 1 на окончательную ступень осушки 4 для окончательного извлечения влаги из предварительно осушенного газа в абсорбционной секции предварительной осушки газа 3.

Из колонны 21 остаток отбирают через штуцер 34, а не-сконденсированные пары через штуцер 35 вакуумным насосом

27 подают в колонну 20 через штуцер 21.

Часть несконденсированных паров верха колонны 21 может использоваться в качестве отпарного газа при подаче его в колонну 21 через штуцер 38.

Эффективность

Применение предложенного способа осушки газа позволит повысить качество подготовки природного газа, повысить надежность работы установки осушки газа, увеличить сроки службы теплообменного и фильтрационного оборудования за счет повышения концентрации раствора при одновременном выводе из системы примесей (солей, смолистых веществ, механических примесей) и за счет подачи наверх абсорбера конденсата абсорбента.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ № 2155092, БИ № 24, 2000. (Автор Г.К. Зиберт).

2.2. АБСОРБЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

2.2.1. РОТОРНАЯ МАССООБМЕННАЯ КОЛОННА Краткое описание

Предлагаемая колонна относится к массообменной колонной аппаратуре роторного типа для взаимодействия жидкости с газом.

Роторная массообменная колонна работает следующим образом (рис. 2.6).

Рис. 2.6. Роторная массообменная колонна:

1 - корпус; 2 - приводной вал ротора; 3 - турбинное колесо; 4 - перегородка; 5 - сопловое отверстие; 6 - труба; 7 - регулирующий вентиль; 8 - опорно-упорный подшипник; 9 - подшипник; 10 - сливной патрубок; 11 - контактная тарелка

Газ проходит по колонне 1 снизу вверх навстречу потоку жидкости. При этом происходит массообмен между газом и жидкостью на контактных тарелках. Затем газ проходит чер ез перегородку 4 с сопловыми отверстиями 5 и, расширяясь в трубопроводе 6, приводит во вращение приводной вал ротора 2, после чего выходит из колонны по трубе с регулирующим вентилем 7. Отвод тепла и смазку подшипников 8, 9 осуществляют с помощью рабочей жидкости. Скорость вращения приводного вала регулируют с помощью вентиля 7.

Эффективность

Колонна с турбоприводом проста по конструкции и надежна в эксплуатации, вал ротора может развивать практически любые скорости вращения, причем внешних источников энергопитания не требуется. Применение предлагаемой роторной массообменной колонны позволяет повысить эффективность массообмена.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольк, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское изобретение № 502637, БИ № 6, 1976 (Авторы: Б.С. Язвенко, Г.К. Зиберт, А.Е. Акав).

2.2.2. АППАРАТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГАЗА

Краткое описание

Предложенный аппарат для обработки газа относится к массообменным устройствам роторной конструкции. На рис.

2.7, а изображен аппарат для обработки газа; на рис. 2.7, б -аппарат с фрикционным колесом, соединяющим распределитель жидкости с внутренней поверхностью фильтрующего барабана.

Установка распределителя жидкости 8 так, чтобы он мог вращаться, приводит к тому, что при его вращении к силам, заставляющим двигаться капли жидкости, выходящие из труб-распылителей 9, к внутренней поверхности фильтрующего барабана 7 (например, к силе давления струи жидкости), добавляется центробежная сила. Действие этой дополнительной силы на капли жидкости затрудняет захват и унос их газом в пространстве между трубами-распылителями 9 и внутренней поверхностью фильтрующего барабана 7.

Вращение распределителя жидкости относительно барабана позволяет равномерно орошать внутреннюю поверхность фильтрующего барабана.

Таким образом, в предлагаемом аппарате установка распределителя жидкости с возможностью вращения относительно фильтрующего барабана приводит к тому, что в процессе обработки газа участвует вся поверхность фильтрующего барабана и, следовательно, повышается производительность аппарата.

Рис. 2.7. Аппарат для обработки газа:

1 - корпус; 2, 3 - штуцер входа и выхода газа; 4, 5 - штуцер входа и выхода жидкости; 6 - вал; 7 - фильтрующий барабан; 8 - распределитель жидкости;

9 - трубы-распылители; 10 - лопасть; 11 - фрикционное колесо

При установке распределителя жидкости на валу фильтрующего барабана получается наиболее простая конструкция аппарата. Распределитель жидкости приводится во вр ащение за счет сил трения между ним и валом барабана, но из-за сил инерции он вращается с угловой скоростью, меньшей, чем скорость вращения барабана, т.е. распределитель жидкости вращается относительно барабана.

Снабжение распределителя жидкости лопастями, размещенными на выходе газа из фильтрующего барабана, позволяет увеличить интенсивность его вращения относительно барабана и этим повысить равномерность орошения жидкостью внутренней поверхности фильтрующего барабана. Кроме этого, лопасти позволяют выравнивать поток газа на выходе его из аппарата, т.е. выполняют функцию раскручивателя потока газа, а при этом снижается гидравлическое сопротивление аппарата потоку газа.

Аппарат, оснащенный фрикционным колесом, размещенным между распределителем жидкости и внутренней поверхностью фильтрующего барабана без зазора для интенсификации вращения распределителя относительно барабана, является одним из вариантов исполнения аппарата.

Аппарат работает следующим образом.

Обрабатываемый газ подают в него через штуцер 2. Двигаясь по касательной к наружной поверхности барабана 7, поток газа приводит его во вращение, а затем движется к внутренней поверхности барабана и выходит из аппарата через штуцер 3.

Барабан 7 вращается вместе с валом 6, на котором установлен с возможностью вращения распределитель жидкости, приводящийся во вращение за счет сил трения между ним и валом 6 и из-за сил инерции с угловой скоростью, меньшей, чем скорость вращения барабана 7, т.е. распределитель жидкости вращается также и относительно барабана 7.

При снабжении распределителя жидкости лопастями 10 поток газа, проходя между ними на выходе из фильтрующего барабана 7, раскручивает распределитель жидкости и спрямляется, а далее спрямленный поток газа выходит из аппарата через штуцер 3.

Если распределитель жидкости и внутренняя поверхность фильтрующего барабана 7 соединены фрикционным колесом 11, то при вращении барабана за счет сил трения (сцепления) начинают вращаться фрикционное колесо 11 и распределитель жидкости, причем последний вращается в сторону, противоположную вращению барабана 7. При этом значительно возрастает интенсивность вращения распределителя жидкости относительно барабана 7 и, следовательно, повышается равномерность орошения жидкостью внутренней поверхности барабана.

Жидкость через штуцер 4 поступает в коллектор 8 вращающегося распределителя жидкости и далее в трубы-распылители 9. Выходя из отверстий последних, жидкость распыляется на капли и под действием сил давления струи и центробежной движется к внутренней поверхности фильтрующего барабана 7 навстречу потоку газа. Попадая на его внутреннюю поверхность, жидкость продолжает двигаться навстречу потоку газа к наружной поверхности барабана 7 под действием центробежных сил, возникающих при его вращении.

После прохождения фильтрующего слоя барабана 7 жидкость отбрасывается к стенке корпуса 1 аппарата и отводится из него через штуцер 5.

Эффективность

Применение предлагаемого аппарата позволяет увеличить его производительность за счет использования всей поверхности фильтрующего барабана и эффективность работы за счет снижения уноса жидкости путем использования центробежных сил.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1526783, БИ № 45, 1989

(Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Кузьмин).

2.2.3. ТЕПЛОМАССООБМЕННАЯ КОЛОННА

Краткое описание

Предлагаемая колонна относится к контактным устройствам, предназначенным для процессов массообмена, с одновременным охлаждением и подогревом среды и может быть использована в абсорбционных и абсорбционно-отпарных процессах газопере-работки.

Газ подается снизу, а жидкость - сверху. На тарелке жидкость контактирует с газом, после чего перетекает в сливной карман, омывая змеевик. В зависимости от процесса массообмена на тарелке жидкость либо отдает тепло змеевику (при эндотермических процессах), либо подогревается, проходя змеевик (при экзотермическом процессе). Также в зависимости от процесса в змеевик подают либо хладагент, либо теплоноситель, которыми может быть один из продуктов процесса, проходящего в колонне.

Уровень жидкости в сливном кармане 3 создают регулировкой расположения трубчатого змеевика 4 поперечной планкой 8.

Рис. 2.8. Тепломассообменная колонна:

1 - корпус; 2 - контактные тарелки; 3 - сливной карман; 4 - трубчатый змеевик; 5 - пластина; 6, 7 - входной и выходной коллекторы; 8 - поперечная планка; 9 - болт

Эффективность

Упрощение конструкции и повышение эффективности в тепломассообменной колонне происходит за счет подпора жидкости в сливном кармане.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 532382, БИ № 39, 1976 (Авторы: Г.К. Зиберт, И.А. Александров, И.К. Глушко, В.А. Сдобнов).

2.2.4. КОЛОННЫЙ АППАРАТ

Краткое описание

Предложенный колонный аппарат относится к абсорбционному оборудованию осушки и очистки природного газа абсорбентом.

Принципиальная конструкция абсорбера представлена на рис. 2.9.

Аппарат работает следующим образом.

Сырой газ в смеси с конденсатом подается в нижнюю часть корпуса 1 через патрубок 2 и поступает в цилиндрические патрубки 16, где он закручивается завихрителями 17 и взаимодействует с углеводородным конденсатом, который абсорбирует тяжелые фракции. Жидкость за счет сил инерции отбрасывается к стенкам патрубков 16, поднимается вверх в виде пленки за счет сил трения и отводится через кольцевые зазоры в сепараторах 18. Выделившийся конденсат по сливному устройству 5 перетекает в нижнюю часть 6 колонного аппарата, откуда выводится через патрубок 20.

Отсепарированный от конденсата поток газа поступает на орошаемые сверху контактные ступени 4, где взаимодействует в прямоточно-центробежных элементах 13 с жидким абсорбентом, освобождаясь от влаги. Регенерированный жидкий абсорбент подается через патрубок 7 на верхнюю контактную ступень в приемный карман 15, откуда по сливному устройству 5 перетекает на нижележащую ступень.

Пройдя все контактные ступени 4, осушенный газ, унося с собой абсорбент, поступает в коалесцирующую ступень 8, где в патрубках 10 происходит укрупнение мелкодисперсных взвешенных в газе частиц абсорбента, которые отводятся через сливное устройство 11 в карман 15. Оставшиеся частицы абсорбента вместе с газом поступают в сепаратор 12, откуда жидкость отводится через сливное устройство 14 в карман 15.

Рис. 2.9. Колонный аппарат:

1 - корпус; патрубки: 2 -для подачи газа, 7 - подвода жидкого абсорбента, 16 -

цилиндрический, 19, 20 -отвода насыщенного абсорбента и конденсата, 22 -вывода сухого газа; 8 -

коалесцирующая ступень; 9 - основание; 10 - патрубок; 11, 14 - сливное устройство; 12 - сепаратор;

13 - прямоточно-центробежный элемент; 15 - приемный карман; 17 - завихри-тель; 18 - сепаратор; 21 -перегородка

Сухой газ выводится из аппарата через патрубок 22.

Насыщенный абсорбент по сливным устройствам 5 протекает в нижнюю часть 6 корпуса аппарата, откуда отводится через патрубок 19.

Эффективность

Так как аппарат снабжен коалесцирующей ступенью, установленной между сепаратором и верхней контактной ступенью, выполненной в виде основания, снабженного патрубками, заполненными стекловолокном, предотвращается унос абсор-

бента сухим газом и повышается эффективность разделения. Техническое решение использовано на объектах ОАО

“Газпром” и нефтяной промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство №670317, БИ № 24, 1979 (Авторы: Г. К. Зиберт, Ю.А. Кащицкий, В. Д. Соломатин, Л. Б. Макарова).

2.2.5. МАССООБМЕННЫЙ АППАРАТ

Краткое описание

Предложенный массообменный аппарат относится к аппаратам, предназначенным для процессов абсорбции, десорбции, ректификации (рис. 2.10).

Работает массообменный аппарат следующим образом.

Жидкость в виде абсорбента или флегмы поступает в аппарат через штуцер 5 на трубную решетку 3, смачивает соединенные между собой концы насадки 4 и за счет капиллярных сил равномерно стекает по вертикальным трубам 2, где в противотоке контактирует с газом, поданным в аппарат через штуцер 6. Для съема или подвода тепла из зоны контакта в межтрубное пространство подают хладагент или теплоноситель.

Таким образом, расположение концов сетчатой насадки над трубной решеткой и соединение их между собой обеспечивает равномерное распределение жидкости по вертикальным трубам, а выполнение насадки в виде рукава, закрученного по спирали, увеличивает поверхность контакта взаимодействующих фаз по сравнению с известными массообменными аппаратами.

Эффективность

Эффективность работы предложенного аппарата достигается за счет равномерного распределения жидкости по вертикальным трубам благодаря тому, что концы насадки располо-

Рис. 2.10. Массообменный аппарат:

1 - корпус; 2 - вертикальные трубы; 3 - трубные решетки; 4 - сетчатая насадка; 5 - штуцер для подвода жидкости; 6 - штуцер для подвода газа

жены над трубной решеткой и соединены попарно между собой. Кроме того, сетчатая насадка выполнена в виде рукава, закрученного по спирали. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская область, г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 724151, БИ № 12, 1980 (Авторы: Г.К. Зиберт, Б.В. Гайдук).

Краткое описание

Предложенный горизонтальный массообменный аппарат, конструкция которого показана на рис. 2.11, предназначен для процессов абсорбции, десорбции, ректификации.

Жидкость через патрубок 13 ввода жидкости поступает под первую тарелку 5, где на поверхности раздела фаз она контактирует с газом, подаваемым в аппарат через патрубок 15 ввода газа. За счет подпора газа, равного гидравлическому сопротивлению секции и создаваемого газом разрежения в центральной части прямоточного элемента 6, жидкость поступает по трубкам 7 в каждый из прямоточных элементов 6.

Газ, проходя через завихритель 12, закручивается и отбрасывает жидкость, выходящую из трубок 7, к внутренним стенкам прямоточного элемента 6 и потоком газа поднимается по (спирали) винтовой линии. При этом происходит интенсивный массообмен газа с жидкостью. Далее жидкость, которую газ поднимает над тарелкой, дробится и контактирует с газом в объеме аппарата. Проконтактировавшая с газом жидкость отбрасывается на наклонную пористую насадку 10, накапливается на ней и стекает в сливной карман 8, откуда по сливным трубам 9 перетекает под тарелку предыдущей по ходу газа секции. Газ, проходя над тарелкой, дополнительно контактирует с пленкой жидкости, удерживающейся за счет сил сцепления на наклонной пористой насадке 10, и подается на последующую ступень или на выход из аппарата через патрубок 14 вывода газа. Жидкость после контакта на последней ступени также выводится из аппарата. Таким образом, газ и жидкость перемещаются в аппарате противотоком.

15 9 1 2 6 8 10 14

Рис. 2.11. Горизонтальный массообменный аппарат:

1 - корпус; 2, 3 - верхние и нижние перегородки; 4 - канал для прохода газа; 5 - тарелки; 6 - прямоточные элементы; 7 - трубки; 8 - сливные карманы; 9 - сливные трубки; 10 - пористая насадка; патрубки: 13 - ввода жидкости, 14, 15 - вывода и ввода газа; 11 - цилиндрические; 12 - завихри-

тель

^х12

Эффективность

Использование предлагаемого аппарата позволяет повысить эффективность массообмена за счет дополнительного контакта газа с поверхностью жидкости, находящейся под тарелками, и увеличения объема контактного пространства над тарелкой, а также за счет дополнительного контакта газа с пленкой жидкости на развитой наклонной пористой поверхности. Подача жидкости в нижнюю часть аппарата исключает ее провал на тарелках при пониженных скоростях газа.

Установка элементов над тарелками позволяет использовать объем между ними для прохода газа, т.е. более эффективно использовать поперечное сечение аппарата и уменьшить высоту элементов. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 929134, БИ № 19, 1982 (Автор Г.К. Зиберт).

2.2.7. МАССООБМЕННЫЙ АППАРАТ ДЛЯ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ГАЗА И ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный массообменный аппарат (рис. 2.12) может быть использован на установках комплексной подготовки газа и газоперерабатывающих заводах.

Массообменный аппарат работает следующим образом.

Газовый поток подают в нижнюю часть аппарата под полотно 4 тарелок, а жидкость подают в верхнюю часть аппарата на полотно тарелок. Газ поступает в завихритель 9, где закручивается, в закрученный газовый поток через переливные трубки 12 с полотен тарелок жидкость поступает через каналы 18. Жидкость смачивает поверхность вытеснителя 19, дробится газовым потоком и отбрасывается на внутреннюю стенку прямоточно-центробежного элемента 7. При взаимодействии газового и жидкостного потоков между ними происходит интенсивный тепломассообмен. Проконтактировавшая жидкость в прямотоке отводится сепаратором 8 на полотно тарелки 4, откуда поступает на нижележащую ступень. После контакта газ выводится с верхней части аппарата, а жидкость - с нижней.

Эффективность

За счет того, что прямоточно-центробежные элементы снабжены регулировочными устройствами, а полотна уплотнены с опорными элементами тарелок и с прямоточно-центробежными элементами переливными трубками, соединенными через регулировочное устройство с нижней частью этих элементов, упрощается конструкция аппарата и монтаж тарелок. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1223940, БИ № 14, 1986 (Автор Г.К. Зиберт).

Рис. 2.12. Массообменный аппарат для взаимодействия газа с жидкостью:

t ~ с выполнением опорного устройства в виде клина; • - с выполнением опорного устройства в виде гайки; , - узел 1.

I - корпус; 2 - опорные элементы тарелки; 3 - прокладки; 4 -основание тарелки; 5 - уплотнительные кольца; 6 - опорные кольца; 7 - прямоточно-центро-бежные элементы; 8 - сепаратор; 9 - завихритель; 10 - донышко;

II - центральное отверстие; 12 -переливная трубка; 13 - регулировочное устройство; 14 - клин; 15 - паз; 16 - шпилька; 17 -гайка; 18 - каналы; 19 - вытеснитель

Краткое описание

Предложенный колонный массообменный аппарат предназначен для использования на установках подготовки и пе ре работки газа и конденсата (рис. 2.13).

Аппарат работает следующим образом.

Газ подается снизу колонны, барботирует на тарелках через слой жидкости, подаваемой сверху, и выходит из колонны. На тарелке образуется определенный газожидкостной слой, избы-

Рис. 2.13. Колонный массообменный аппарат:

1 - корпус; 2 - тарелки; 3 - переливное устройство; 4 - вертикальный короб; 5 - элементы для слива; 6 - ороситель

ток которого сливается через переливное устройство 3 на нижележащую тарелку 2. Поверхностно-активные вещества, ингибиторы коррозии и примеси при контакте с жидкостью плавают на ее поверхности, значительно увеличивая вспенивае-мость системы, а следовательно, и высоту газожидкостного слоя на тарелке 2.

При увеличении высоты газожидкостного слоя жидкость стекает через элементы 5 для слива по всей высоте колонны и выводится из ее кубовой части. Вследствие этого поверхностно-активные и другие вещества, находящиеся на поверхности барботажного слоя, удаляются из колонны и не участвуют в дальнейшем процессе массоотдачи. В вертикальный короб сверху подается часть орошения для уменьшения вспенивания жидкости.

Эффективность

Предложенная конструкция позволяет увеличить производительность аппарата за счет удаления поверхностно-активных веществ и примесей с поверхности барботажного слоя, благодаря чему значительно уменьшается вспенивание раствора. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН, ВНИИГаз, ОАО “Газпром”

Литература

Авторское свидетельство № 1418955, 1988 (Авторы: Г.К. Зиберт, Д.Ц. Бахшиян, Е.Н. Туревский, Р.Л. Шкляр, А.П. Еле-ференко).

2.2.9. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ АБСОРБЕР

Краткое описание

Предложенный горизонтальный абсорбер относится к конструкциям высокопроизводительных абсорберов для осушки газа.

Абсорбер (рис. 2.14) состоит из массообменных секций, последовательно расположенных внутри трубопровода, снаб-

Рис. 2.14. Горизонтальный абсорбер:

1 - трубопровод; 2, 3 - массообменные секции; патрубки: 4 - для подачи регенерированного абсорбента, 6 - для отвода насыщенного абсорбента; 5 -трубопровод частично насыщенного абсорбента; 7 - завихритель; 8 - капле-съемник; 9, 10 - входной и выходной сепараторы

женного патрубками подвода и отвода контактирующих фаз и концевых сепараторов. Участки трубопровода с размещенными в них массообменными секциями расположены на разных уровнях, причем участки верхних уровней сообщены с участками нижнего уровня трубопроводом отвода частично насыщенного абсорбента, а участок трубопровода верхнего уровня снабжен патрубком для подачи регенерированного абсорбента.

Горизонтальный абсорбер осушки газа работает следующим образом.

Сырой газ, проходящий с месторождения по трубопроводу, поступает на входной сепаратор 9, где происходит его предварительная очистка от капельной жидкости и механических примесей. Отделившаяся жидкость стекает вниз в емкость сбора жидкости. Затем газовый поток поступает в массообменные секции 2, расположенные на нижнем уровне трубопровода 1, и, частично осушенный, проходит для окончательной осушки в массообменные секции 3, расположенные на верхнем уровне трубопровода 1.

Регенерированный абсорбент (РДЭГ) подается насосом через патрубок 4 в массообменные секции 3, расположенные на верхнем уровне, для окончательной осушки, а для предварительной осушки в массообменные секции 2, расположенные на нижнем уровне, поступает по трубопроводу 5 частично насыщенный абсорбент с массообменных секций 3. Частично насыщенный абсорбент поступает в массообменные секции, расположенные на нижнем уровне трубопровода самотеком в режиме противотока. Отделившийся насыщенный абсорбент (НДЭГ) с секции предварительной осушки поступает самотеком по трубопроводу 6 в дренажную емкость. С массообменных секций верхнего уровня осушенный газовый поток поступает на фильтрующую, выходную сепарационную ступень 10. Отделившийся НДЭГ с фильтрующей ступени поступает в дренажную емкость, а из нее - на установку регенерации.

Трубопровод 1 изогнут в вертикальной плоскости таким образом, что образует разноуровневую систему, причем минимальная высота верхнего уровня по отношению к нижнему обусловливается давлением жидкости в трубопроводе отвода частично насыщенного абсорбента и подачи его в массообменные секции нижнего уровня и разрежения, образуемого в центре трубопровода, где установлены массообменные секции нижнего уровня, обеспечивающие самопроизвольное истечение жидкости.

Массообменная секция может быть выполнена в виде двойного завихрителя 7 для закрутки газа и установленного за ним каплесъемника 8 для удаления проконтактировавшей с газом жидкости.

Трубопровод подачи регенерированного и частично насыщенного абсорбента обеспечивает подачу ДЭГ в разреженную зону непосредственно за завихрителем 7 до каплесъемника 8.

Трубопровод 1 с расположенными в нем массообменными секциями может иметь больше двух уровней.

Эффективность

Эффективность работы предложенного горизонтального абсорбера обусловлена снижением энергозатрат на процесс осушки газа и снижением количества регенерированного абсорбента за счет того, что участки трубопровода расположены на разных уровнях, а регенерированный абсорбент подается только в массообменные секции верхнего уровня. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2091139, БИ < 27, 1997 (Автор Г.К. Зиберт).

2.2.10. КОЛОННЫЙ АППАРАТ МАССООБМЕНА МЕЖДУ ГАЗОМ И ЖИДКОСТЬЮ

Краткое описание

Колонный аппарат для процессов массообмена между газом и жидкостью предназначен для проведения абсорбционных процессов осушки и очистки природного газа (рис. 2.15).

Аппарат содержит корпус с патрубками ввода и вывода газа и жидкости, внутри которого расположены сепараторы, глухая по жидкости тарелка, контактные ступени и коалесцирующая ступень, клапанная тарелка и вертикальная перегородка, делящая часть аппарата, в которой установлены контактные ступени, на две части, причем верхний торец перегородки соединен с клапанной тарелкой, клапаны которой над одной частью разделенной перегородкой колонны полностью открыты, а штуцер подачи жидкости расположен между верхней контактной ступенью и клапанной тарелкой.

Колонный аппарат для процессов масообмена между газом и жидкостью работает следующим образом.

Сырой газ в смеси с водой и углеводородным газом подается в нижнюю часть корпуса 1 через патрубок 2, откуда поступает на сепарационную ступень 3, на которой происходит отделение жидкости. Отсепарированная жидкость через сливное устройство 4 подается в нижнюю часть аппарата и отводится через штуцер 14.

Отсепарированный от капельной жидкости газ с сепараци-онной ступени 3 мимо глухой по жидкости тарелки 5 поступает на контактные ступени 6 продольных отсеков 16 и 17, где контактирует в противотоке с жидкостью (регенерированным абсорбентом), подаваемой через штуцер 10. При этом клапаны

9 регулирующей тарелки 8, расположенные над продольным отсеком 17, закрыты. Работает только продольный отсек 16, клапаны 9 регулирующей тарелки 3 над которым открыты.

Рис. 2.15. Колонный аппарат для процессов массообмена между газом и жидкостью:

1 - корпус аппарата; 2 - патрубок подачи сырого газа; 3 -

сепарационная ступень; 4 -

сливное устройство; 5 - глухая по жидкости тарелка; 6 - контактные ступени; 7 - вертикальная перегородка; 8 - регулирующая тарелка; 9 - клапаны; штуцера: 10 - подачи регенерированного абсорбента, 12 -отвода осушенного газа, 13 -отвода насыщенного абсорбента,

14 - для отвода отсепарирован-ной жидкости; 11 - коалесциру-ющая ступень; 15 - дренаж; 16, 17 - продольные отсеки

Когда для канала с малым гидравлическим сопротивлением достигается максимальный расход газа, под действием напора газа приоткрываются клапаны 9 регулирующей тарелки 8, расположенные над отсеком 17 с большим гидравлическим сопротивлением.

Максимальная производительность аппарата достигается при работе двух продольных каналов 16 и 17.

Осушенный газ выводится из аппарата через штуцер 12, насыщенный абсорбент - через штуцер 13.

Эффективность

Установка в аппарат клапанной тарелки и вертикальной перегородки, делящей часть аппарата, с расположенными в ней контактными ступенями, на две части, соединение верхнего торца перегородки с клапанной тарелкой, клапаны которой над одной частью разделенной перегородкой колонны полностью открыты, и расположение штуцера подачи жидкости между верхней контактной ступенью и клапанной тарелкой позволило значительно расширить диапазон эффективной работы аппарата. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН для применения на Таловском ПХГ Саратовской области.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2120327, БИ < 29, 1998 (Автор Г.К. Зиберт).

ФАЗОВОЕ РАВНОВЕСИЕ ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ

Фазовое разделение углеводородных смесей, межфазный массообмен и изменение свойств фаз, определяющих их подвижность, характерны для всех способов разработки газоконденсатных месторождений. Поскольку оценка показателей разработки залежи проводится обычно на ЭВМ с применением сеточных моделей, описание фазового поведения пластовой системы должно быть в достаточной мере формализовано и представлено в виде соотношений, допускающих автоматический расчет составов и всех необходимых термодинамических параметров в каждом расчетном узле.

Решение этих задач невозможно без широкого использования методов математического и физического моделирования фазового поведения многокомпонентных углеводородных систем и обработки результатов в форме, пригодной для их последующего использования.

Экспериментальные исследования особенностей фазового поведения газоконденсатных смесей при изменении состава системы за счет нагнетания агентов воздействия проводились во ВНИИГАЗе на установке PVT. Для уточнения влияния пористой среды, включающей углеводородную систему, на происходящие в ней массообменные процессы эти исследования дополнялись экспериментами на линейных моделях пласта. Теоретические исследования фазового поведения газоконденсатных систем базировались на использовании методики расчета фазового равновесия, основанной на уравнении состояния Пенга - Робинсона. Представленные в настоящей главе материалы основаны на результатах исследований, проведенных во ВНИИГАЗе авторами совместно с Н.А. Гужовым, В.А. Николаевым, Б.В. Макеевым, М.И. Фадеевым и О.П. Шмыглей.

2.1

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ

При математическом моделировании поведения многокомпонентных смесей в равновесных процессах наибольшее распространение получили методы, основанные на концепции давления схождения и применении уравнений состояния Старлинга - Хана и Пенга - Робинсона, примерно равноценные по точности расчета. В области очень высоких давлений и температур предпочтительно использование модификации трехконстантного уравнения состояния, предложенной А.И. Брусиловским [60]. При моделировании фазового поведения углеводородных смесей при умеренных давлениях и температурах наиболее распространен подход, основанный на использовании уравнения состояния Пенга - Робинсона [72], обеспечивающего в исследуемой области равномерную точность расчета как по равновесному составу, так и по свойствам сосуществующих фаз.

Уравнение состояния имеет следующий вид:

p =—---^а(Т)-, (2.1)

V - b V(V + b) + b(V - b)

где V - молярный объем; p - давление; T - температура; R - универсальная газовая постоянная.

Коэффициенты а и b уравнения состояния чистого вещества определяются через критические температуру (Т_кр) и давление (^_кр) по соотношениям

b = 0,077796—^, (2.2)

а(Т) = а_Кр-[1 + ^а-^/Т/Тр)]², (2.3)

где а =0,457235-—; m = 0,37464 + 1,54226-ю - 0,26992-ю²; ю - фактор

^p кр

ацентричности Питцера.

При вычислении коэффициентов уравнения (2.1) для однородной углеводородной смеси (фазы) применяются правила смешения, использующие коэффициенты (а, и bj) индивидуальных компонентов смеси:

j=1k=1

= j П ^а,. (Т)а_к (Т) - (1 - C_j_k), (2.4)

^Ьсм = tnj^bj ^{, (2}.⁵⁾

j =1

где n, - молярные доли компонентов; C_jk - эмпирические коэффициенты парного взаимодействия.

Достаточно полный набор значений критических параметров, ацентрических факторов, коэффициентов парного взаимодействия, корреляционных соотношений и их коэффициентов для индивидуальных веществ и углеводородных фракций приведен в базе данных ВНИИГАЗа по свойствам веществ.

Используя дифференциальные соотношения термодинамики и уравнения состояния (2.1) совместно с правилами смешения (2.4, 2.5), несложно получить выражение для летучести компонентов в фазе

fi = ПФ (2.6)

z+B(i-V2)

ф i = —^~ exp'^ (Z-1) + —^A—

z - в |6 242 • в

(2.7)

Z + B(1+V2)

где щ = 2^П j (1 - Cj )^ajai; j=1

A ¦¦

Ьсм Р . RT ’

Z = ^P-.

^щсм^р _;

r²t ² ’

Из общего закона минимальности свободной энергии термодинамической системы в состоянии равновесия при фиксированных объеме и температуре следуют условия равенства давлений, температур и летучестей каждого компонента в сосуществующих фазах.

Условия термодинамического равновесия совместно с балансовыми соотношениями и условиями нормировки приводят к следующей системе уравнений, определяющей равновесное состояние двухфазной многокомпонентной смеси при заданных давлении, температуре и составе смеси:

(2.8)

fV T, Y„...,Y_l) = ЦУ_Ж, T, X„...,X_L),

i = 1, L;

Z_t = WY_t + (1 - W)X,

(2.9)

i = 1, L;

(2.10)

(2.11)

PV T, Y_u...,Yl) = p(V_x, T, X_u...,Xl), i = 1, L,

где Z_i, X_i, Y_i - молярные доли смеси, жидкой и газовой фаз, соответственно; Vj. и V_ж - молярные объемы фаз; W - молярная доля газовой фазы в смеси; давления и летучести фаз определяются уравнениями (2.1) и (2.6) соответственно.

Таким образом, расчет параметров равновесного состояния двухфазной L-компонентной смеси сводится к решению системы 2L + 3 уравнений относительно 2L + 3 неизвестных: V_T, V_1K, W, X₁,..., X_L, Y₁,...,Y_l. Вследствие нелинейности уравнений (2.8) и (2.11) система уравнений равновесия не имеет общего аналитического решения и решается численным итерационным методом.

Алгоритм решения системы уравнений (2.8-2.11) основан на применении метода простых итераций с дополнительным анализом типа решения при переходе смеси в однофазное или закритическое состояние. Представляя уравнение (2.8) с использованием (2.6) в виде

21 = 1* = K(T, Vт, Уж, X1,...,Xl, Y1,...,Yl), (2.12)

^Xi ^ф и-

уравнения (2.8) - (2.10) можно привести к традиционной форме

X_t =-^Z-,

ⁱ 1+W (к,-1)

Y =-^ZA-, i = j-L. (2.13)

ⁱ 1+w(k-1)

Уравнение фазовых концентраций Реч форда имеет вид

F(W) = '2-^Zi^(Ki^¹L = 0. (2.14)

^1+W (Ki -1)

Здесь и далее для сокращения записи одноименных функций жидкой и газовой фаз индекс фазы используется вместо списка аргументов, т.е. Ф,_ж вместо Ф,(Т, V_1K, X₁,...,X_L).

Итерационный расчет парожидкостного равновесия при заданных p, T и Z_i производится в следующей последовательности:

1. Выбирается начальное приближение коэффициентов распределения K_i из решения, полученного в предыдущей точке при расчете параметров вдоль некоторого процесса, либо оно оценивается по соотношению

K0 = Epi exp|5,37(1 + ш i )|1-If- j|

i = 1~L.

Отметим, что использование решения, полученного в предыдущей расчетной точке в качестве начального приближения, позволяет существенно сократить число итераций.

2. По известным на итерации с номером (r) коэффициентам распределения K_i определяется доля газовой фазы смеси из решения уравнений концентраций (2.14) и составы сосуществующих фаз Y_t, X_t.

3. По найденным составам жидкой и газовой фаз с использованием правил смешения (2.4, 2.5) вычисляются коэффициенты а и b уравнения состояния отдельно для жидкой и газовой фаз.

4. Из уравнения (2.11) определяются молярные объемы жидкой (V^ и газовой (V^ фаз.

5. По известным составам и молярным объемам фаз с использованием соотношения (2.7) находят уточненные значения коэффициентов распределения для следующей r + 1 итерации:

K^r+¹+к (1-х)+хД^,

^ф ii

где X - коэффициент сходимости (обычно равный 0,9).

6. При выполнении условия:

max—ⁱ--1 < 10

Kir

i = 1 L.

расчет прекращается и найденные на последней итерации значения переменных W, V_т, V^ X, Y_i (i = 1,..., L) считаются решением системы уравнений (2.8-2.11). В противном случае итерационный процесс продолжают, начиная с пункта 2.

Решение уравнения концентраций производится методом секущих, в котором каждое последующее приближение искомой величины определяется по формулам линейной интерполяции по двум предыдущим точкам.

Поскольку F(W) возрастающая функция, т.е.

dF(W) _ _--у ^Zi^(Ki ^-
1)2 _< 0 (2 15)

^dw^h [1+w(K_t -1)]²^_ ’ '

а диапазон допустимых значений соответствует отрезку |0 < W < 1|, решение уравнения концентраций начинается с анализа значений F(W) при W = 0 и W = 1. При F(0) < 0 выполнение уравнения (2.14) возможно только при W < 0. В этом случае полагаем W = 0, что соответствует однофазному жидкому состоянию смеси. Аналогично, выполнение неравенства F(1) > 0 соответствует однофазному газовому состоянию смеси при этом W = 1.

Следует отметить, что в предельных случаях однофазного состояния состав “исчезающей” фазы, рассчитанный по уравнениям (2.13), оказывается ненормированным (сумма концентраций не равна 1). Дополнительная нормировка состава отсутствующей фазы при этом осуществляется домножением всех концентраций на нормирующий множитель.

При определении молярных объемов фаз по известным составам, давлению и температуре уравнение состояния (2.1) обычно представляется в кубической форме относительно коэффициента сверхсжимаемости:

Z³ + (B - 1)Z² + (A - 2B - 3B²)Z + (B³ + B² - AB) = 0, (2.16)

где A = ap/R²T²; B = bp/RT.

Корни уравнения (2.16) выписываются в явном виде с использованием обычного тригонометрического решения. В зависимости от соотношения коэффициентов кубическое уравнение имеет один действительный корень или три действительных корня, по крайней мере два из которых равны, или три различных действительных корня. Корни уравнения (2.16), удовлетворяющие условию Z > B или, что то же, V > b, являются решением уравнения (2.11). Если все три действительных корня больше параметра B, то при решении уравнения для жидкости выбирается наименьший из них, а для газа - наибольший. При проведении расчетов на ЭВМ с конечным числом значащих цифр коэффициенты уравнения (2.16) и его точное аналитическое решение вычисляются с определенной погрешностью, что в ряде случаев приводит к потере точности в определении молярной доли, плотности жидкой фазы, вплоть до потери корня при Z « B. Поскольку при значениях молярного объема, близких к характерному объему молекул (B), давления и летучести очень чувствительны к малым изменениям V, следствием потери точности является ухудшение сходимости итерационного процесса. Этот эффект особенно сильно проявляется при расчетах на ЭВМ с низкой разрядностью.

Для повышений точности расчета молярного объема жидкой фазы целесообразно вместо (2.16) использовать уравнение

v³ + (4B - 1)v² + (2B² - 4B + A)v - 2B² = 0,

(2.17)

где v = Z - B, а вычисление коэффициентов и корней уравнения проводить с двойной точностью.

Приведенный алгоритм дает возможность расчета параметров термодинамического поведения многокомпонентной смеси в отдельных точках или вдоль некоторой траектории в пространстве независимых переменных (p, T,

^Z1,..., ^ZL⁾.

Примерами подобных расчетов могут служить расчеты изменения равновесного состояния системы в зависимости от давления при неизменных составе и температуре (изотерма контактной конденсации), либо расчеты фазового состояния при смешении смесей заданных составов в различных пропорциях.

При моделировании поведения пластовых систем в процессе разработки месторождений как при истощении, так и с использованием методов активного воздействия на пласт, представляет интерес исследование процессов с непрерывным изменением давления и состава системы фиксированного объема за счет подачи в нее агента заданного состава и отбора одной или обеих пластовых фаз.

Подобные расчеты необходимы при изучении процессов дифференциальной конденсации, исследовании эффективности испарения жидких углеводородов при закачке сухого газа в пласт и при оценке эффективности воздействия растворителей на пластовую систему.

В математической формулировке дифференциальных процессов с непрерывным уменьшением давления и изменением состава системы при постоянном объеме система уравнений (2.8) - (2.11) дополнится условием неизменности объема системы

V(N, P, T, Z₁,...,Z_L) = N[WV_T + (1 - W)VJ = V₀ = const, (2.18)

где N - текущее число молей в системе и дифференциальными уравнениями изменения состава системы

^d (NZi)=qkZi - q0[hYi + (1 - h)XJ,

(2.19)

i = 1,..., L,

где т - параметр протяженности процесса (приведенное время); q₃, q_OT -заданные скорости (в молях) отбора и закачки; Z - состав закачиваемой смеси.

Параметр h определяет соотношение отборов газовой и жидкой фаз и может задаваться в виде функции от относительного объема фаз.

Уравнения (2.8) - (2.11), (2.18) - (2.19), дополненные условием нормировки состава

(2.20)

представляют систему из 2L + 5 алгебраических и L дифференциальных уравнений относительно 3L + 5 переменных: V„, V_x, P, W, N, Z_i, X_i, Y_t(i =

= 1,...,L).

Для численного решения системы уравнений линеаризуем зависимости полного объема системы от остальных переменных

dV + dP dN + dZ_s (2 21)

V+P ^_ '

где Z_s - коэффициент сверхсжимаемости смеси.

Решение дифференциальных уравнений проводится по явной схеме первого порядка точности. Пусть известны все параметры системы на k и k - 1 шаге, тогда из (2.21) получим

^Pk+1 ^-^Pk Ax = _- ^Vk+1 ^-^Vk + ^Nk+1 ^-^Nk + ^Zsk ^-^Zsk-1 (2 22)

Pk ^Vk^Ax k ^Nk^Ax k ^Zsk-1^Ax k-1

Полагая, что объем системы на k + 1 слое должен быть равен исходному, и учитывая следующее из (2.19) и (2.20) соотношение

Nk+1 = Nk + (Яз - (2.23)

получаем после очевидных преобразований

^Яз ^Яот Ax k + ^Vk + ⁴^Zsk ^Zsk-1 ^7
Ax k

(2.24)

Pk+1 = Pk

^V0 5 ^Zsk-1 8 ^Axk-1

Соответственно разностным аналогом (2.19) будут уравнения

(NZi)k+1 = (NZi)k + [ЯкЪ - qAhY_t + (1 - Н)Х_г]}Ах_к. (2.25)

Таким образом, при известных параметрах системы на k и k - 1 слое с использованием (2.23) - (2.25) получаем N, P, Z_t на k + 1 слое, после чего решаем систему уравнений равновесия (2.8) - (2.11) по приведенному выше алгоритму.

При расчете первого слоя, когда известны параметры только в начальной точке (k = 0), получаем в (2.24) Z_sk-1 = Z₀. Выбор шага интегрирования At_k осуществляется из условия соблюдения неравенства

Vk - V0

где 8 - заданная точность.

Значительную роль в массообменных процессах играют промежуточные углеводороды (С₂ - С₄). Изменение содержания этих углеводородов в углеводородной смеси приводит к существенному смещению термодинамического равновесия и в зависимости от термобарических условий изменяет интенсивность и даже направление массообменных процессов, количественные соотношения, состав и свойства сосуществующих фаз. Изменение содержания промежуточных углеводородов в нагнетаемом в пласт агенте может служить мощным рычагом управления пластовыми процессами. Поэтому при изучении роли углеводородов С₂ - С₄ в пластовых процессах применяемые методы математического моделирования должны не только воспроизводить среднем фазовое поведение газоконденсатных систем, но и адекватно отражать роль отдельных групп компонентов в разделении смеси на фазы.

Для проверки работоспособности математического обеспечения, созданного на базе вышеизложенных положений, и для повышения надежности математического моделирования фазового состояния и параметров фаз легких углеводородных смесей, а также характеристик взаимодействия “обогащенного” промежуточными углеводородами газа с выпавшим конденсатом Р.М. Тер-Саркисовым, Н.А. Гужовым, Б.В. Макеевым, О.П. Шмыглей и М.И. Фадеевым были выполнены экспериментальные исследования таких систем на установке PVT. Изучалось фазовое поведение смеси метана с промежуточными углеводородами (этаном, пропаном и н-бутаном) при температуре 298 К.

Экспериментальное изучение этой системы сводилось к проведению серии опытов, в каждом из которых для заданного компонентного состава смеси определялись при постоянной температуре (t = 25 °С) объем и его изменение при различных давлениях системы, объемы жидкой и газовой фаз. Визуально определялось давление начала кипения (начала ретроградной конденсации) смеси. Компонентные составы исследуемых смесей, различающиеся относительным содержанием метана и группы С₂ - С₄, представлены в табл. 2.1.

По полученным данным определялось изменение относительного объема жидкой фазы в зависимости от давления системы. Кривые, характеризующие изменение относительного объема жидкой фазы в зависимости от давления при различных компонентных составах исследуемых смесей, приведены на рис. 2.1. Давление начала прямой конденсации этих смесей определялось методом экстраполяции.

Из приведенных зависимостей видно, что при увеличении содержания метана в системе давление начала кипения возрастает и достигает максимума в области критической точки. При дальнейшем увеличении в смеси содержания метана система переходит в ретроградную область (кривая 9). На рис. 2.2 приводится фазовая диаграмма давление - состав смесей метана с промежуточными углеводородами, построенная по экспериментальным и расчетным данным. Максимальные отклонения экспериментальных значений от расчетной кривой получили для ее нижней части, огибающей двухфазную область. Это отклонение (до 30 %), возможно, объясняется тем, что в экспериментах значения давления начала прямой конденсации определялись методом экстраполяции. Некоторое отклонение экспериментальных данных от расчетных (до 4 %) имелось в критической и ретроградной областях. Однако эти отклонения не превышали ошибок получения расчетных и экспериментальных данных. В целом полученная кривая фазового поведения исследуемой системы свидетельствует о вполне приемлемой для практических расчетов точности определения искомых параметров. В связи с ограниченностью

ТАБЛИЦА 2.1 Составы исследуемых смесей, % (молярная доля)

Номер смеси	С1	^ё2	^ё3	С4	Номер смеси	С1	^ё2	^ё3	с₄
1	-	39,78	47,35	12,87	6	38,45	24,48	29,15	7,92
2	9,4	35,92	42,75	11,62	7	47,26	20,98	24,97	6,79
3	16,95	33,04	39,32	10,69	8	55,15	17,84	21,24	5,77
4	23,93	30,26	36,02	9,79	9	60,20	15,83	18,87	5,10
5	29,45	28,07	33,40	9,08	10	66,63	13,27	15,82	4,28

р, МПа

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Молярная доля метана в смеси

Рис. 2.2. Фазовая диаграмма системы С₁ + С₂_₄ при T = 25 °С:

1 - расчет, 2 - эксперимент, 3 - изолинии относительного объема жидкой фазы

экспериментальных данных по фазовому поведению газоконденсатных систем с высоким содержанием углеводородов С₂ - С₄ была также проведена серия экспериментов по дифференциальной конденсации, в которых конденсат моделировался нормальным гептаном.

У_ж,%

Рис. 2.1. Зависимости относительного объема жидкой фазы от давления при T = 25 °С:

I - эксперимент, II - расчет (кривые 2-9 см. табл. 2.1)

Эксперименты проводились для трех составов системы, содержание промежуточных углеводородов в которых варьировалось от 12 до 28 %.

Сопоставление расчетных и экспериментальных зависимостей относительного объема жидкой фазы от давления представлено на рис. 2.3. Отмечается хорошее качественное и количественное совпадение результатов. Так, для давлений ниже давления максимальной конденсации расхождение в насыщенности не превышает 20 % для всех трех исследованных систем. Максимальное отклонение в величинах отношения молекулярных масс и плотностей фаз составило 14 и 13 % соответственно.

К_ж,%

2 4 6 8 10 12 14 р, МПа

Рис. 2.3. Экспериментальные и расчетные зависимости относительного объема жидкой фазы от

давления:

1, 2, 3 - соответственно первый, второй и третий расчет и эксперимент

2.2

ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА ИСПАРЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Основные физические эффекты, определяющие влияние пористой среды на фазовое поведение содержащейся в ней углеводородной системы, в том числе и на испарение ретроградного конденсата, связаны со сложным взаимодействием поверхности поровых каналов с содержащимися в них флюидами. Наиболее существенно такое влияние может проявляться в тонкопоровой части объема порового пространства, где отношение площади поверхности к объему вмещаемых флюидов максимально. В реальных условиях продуктивного пласта наиболее существенными представляются такие факторы, как сорбция углеводородных компонентов на твердой поверхности, взаимодействие с вмещаемыми фазами сорбированных компонентов и остаточных углеводородов, сконцентрированных в мелких тупиковых порах, а также влияние капиллярных сил на параметры парожидкостного равновесия.

Вопросы влияния пористой среды на процесс испарения тяжелых углеводородов при низких давлениях и реальности реализации ветви прямого испарения на месторождении особенно актуальны в свете планируемого перевода Вуктыльского месторождения в режим регулятора и проводимой в настоящее время добычей конденсата в промышленных масштабах на опытных участках.

2.2.1

ФИЗИЧЕСКОЕ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА

К настоящему времени накоплен довольно широкий материал, отражающий результаты экспериментальных исследований процессов испарения углеводородов С₂₊ в области P^ < P_HK, причем данное явление изучалось как с точки зрения состава ГКС и термобарических условий процесса, так и с учетом коллекторских свойств пористой среды [61, 67]. В частичности, во ВНИИГАЗе были проведены работы по физическому моделированию процессов прямого испарения компонентов пластовой жидкой фазы в различных по проницаемости пористых средах. В экспериментах использовалась газоконденсатная смесь, близкая по молекулярной массе к пластовой системе исходного (до начала разработки) состава Вуктыльского ГКМ. Состав смеси приведен в табл. 2.2.

Опыты выполнялись на двух моделях пласта, характеризовавшихся различной проницаемостью насыпной пористой среды: k₁ = 9,1-10^-15 м², k₂ = = 64-10^-15 м², а также в сосуде PVT-соотношений. Длина каждой модели составляла 1 м; пористость m₁ = т₂ = 30 %. Процесс глубокого истощения ГКС (от P₁ = 30 МПа до P₂ = 1,0 МПа) моделировался в соответствии с разработанной во ВНИИГАЗе методикой с использованием соответствующей экспериментальной установки [68].

Все опыты проводились при температуре Вуктыльской газоконденсатной залежи (Т_пл = 62 °С = const).

Экспериментальные данные (рис. 2.4) свидетельствуют о наличии зависимости интенсивности испарения углеводородов С₂₊ и С_2-4 от проницаемости вмещающего углеводородную смесь коллектора. Для удобства изложения сосуд PVT-соотношений условно рассматривается как образец пористой среды с крайне высокой проницаемостью k « 100 мкм² (Да).

ТАБЛИЦА 2.2

Состав, % (молярные доли), и основные параметры газоконденсатной системы № 1 при давлении 37 МПа и температуре 62 °С

Углеводороды, параметры	Значения	Углеводороды, параметры	Значения
Метан	79,10	Сумма	100,00
Этан	8,80	Пентан плюс высшие	6,04
Пропан	3,90	Молекулярная масса С₅₊, г/моль	115
н-бутан	1,80	Конденсатогазовый фактор, г/м³	330
Пентан	1,02	Давление начала конденсации,	25
Гептан	2,30	МПа
Декан	3,07

и ^-1-1-1-1-

1 10 100 1000 10000 100000

к, 10~¹⁵ м²

Рис. 2.4. Зависимость содержания углеводородов С₂₊ в газовой фазе от проницаемости и степени

истощения газоконденсатной системы

Соответственно, заметна связь между проницаемостью и величиной давления максимальной конденсации (p_mk), то есть давлением, при котором начинает проявляться эффект испарения компонентов из пластовой жидкой фазы.

Влияние проницаемости на испарение в газовую фазу углеводородов С₅+ и С_5-7, относительно невелико. Давления максимальной конденсации углеводородов С₅+ понижаются при уменьшении проницаемости (рис. 2.5).

Судя по этим данным, влияние пористой среды в исследованной области проявляется в снижении содержания промежуточных и высококипящих углеводородов в газовой фазе и смещении в сторону более низких давлений начала проявления эффекта прямого испарения. В отношении промежуточных углеводородов этот эффект выражен более ярко. Количественное влияние проницаемости насыпной среды на зависимость от давления содержания углеводородов в газовой фазе относительно невелико.

Вместе с тем имеются экспериментальные данные, свидетельствующие

6-¹-¹-¹-¹-

1 10 100 100010000 100000

к, 10 ¹⁵ м²

Рис. 2.5. Зависимость давления максимальной конденсации углеводородов от проницаемости

о более существенном влиянии пористой среды на фазовое поведение системы при ее истощении, чем это следует из представленных выше результатов. При проведении экспериментов на натурных экстрагированных Вук-тыльских кернах в работе [70] получены качественно аналогичные зависимости, но количественно эффект снижения содержания углеводородов и давления максимальной конденсации в низкопроницаемых коллекторах выражен значительно существеннее.

Причины подобного расхождения могут заключаться как в разной степени влияния капиллярных сил в насыпных и природных средах, так и в различии условий проведения экспериментов. В частности, в экспериментах, приведенных в [11], вполне вероятно присутствие в керне остаточного содержания самых тяжелых углеводородов (С₂₅ и выше) в сверхтонких капиллярах. Малое количество таких углеводородов может оставаться после промывки в образце, причем это количество должно возрастать при уменьшении проницаемости образца вследствие увеличения доли порового объема, приходящегося на тупиковые субкапиллярные поры. Содержание этих углеводородов практически невозможно зарегистрировать при хроматографическом анализе газовой фазы, однако они могут оказывать определенное влияние на фазовое поведение газоконденсатной смеси, особенно в области давления начала конденсации. Дополнительным обстоятельством в пользу такого предположения является изменение цвета конденсата при промывке модели растворителем после проведения опытов.

Условия равновесия газовой и жидкой фаз, соприкасающихся по искривленной поверхности, определяются минимумом потенциала Гиббса, что приводит к следующим условиям фазового равновесия при постоянной температуре [65]:

ц^L(p_l, Xj) =^^G(p_g, Yj),

(2.26)

(2.27)

i = 1,...,n; j = 1,...,n - 1,

Pg - Pl = Pk = KA,

где K - кривизна поверхности раздела фаз.

Химические потенциалы ^L, \i^G зависят только от интенсивных переменных P_L, P_G, Xj, Yj, где Xj, Yj - молярные концентрации компонентов в жидкой и газовой фазах соответственно. Добавляя соотношение 2.26 в систему уравнений фазового равновесия, приведенную в пункте 2.1, можно оценить степень влияния разности давлений в газовой и жидкой фазах на их составы.

На рис. 2.6 приведены результаты расчета содержания в отбираемом при дифференциальной конденсации газе высококипящих углеводородов при различных значениях капиллярного давления для модельной и газоконденсатной смеси, содержащей 90 % метана, 2,05 % этан-пропан-бутановой фракции, 4,5 % гексана и 3,45 % нонана. Влияние этого параметра на составы сосуществующих фаз начинает проявляться только со значений порядка 0,1 МПа. Это влияние проявляется в основном в повышении давления начала конденсации и некотором увеличении количества выпадающих в жидкой фазе тяжелых углеводородов.

Для оценки величины капиллярного давления при заданных термодинамических условиях необходимо выбрать конкретную модель пористой среды. Значение капиллярного давления будет определяться насыщенностью

КГФ, г/м³
*350*	-	/77 ///
*300*	-
*250*	-
*200*	- 1	*V /’ / /•* / /V**
*150*	- \	у⁵/
*100*	-
50	1	1 1 1 1 1

О 5 10 15 20 25 30 р, МПа

Рис. 2.6. Зависимость конденсатогазового фактора модельной смеси от капиллярного давления р_к:

¹ - p_K = °, 2 ^-р_к = ⁰,1, 3 ^- р_к = °,5

порового пространства жидкой фазой, условиями смачиваемости породы жидкостью, характерным равновесным радиусом поровых каналов и коэффициентом поверхностного натяжения на границе раздела газовой и жидкой фаз.

Рассмотрим равновесие несмачивающей газовой и смачивающей жидкой фазы в модельной пористой среде, представленной в виде системы цилиндрических капилляров. Определим величины R и R из уравнения

p_G - p_L = 2acosv/R_K = 2aR, (2.28)

где p_G, p_L - равновесные значения давлений, удовлетворяющие условиям (2.26); v - краевой угол смачивания; R - равновесный радиус кривизны мениска; R_к - отвечающий ему радиус цилиндрического капилляра, в котором выполнены условия Юнга на краю мениска.

Насыщенность S пористой среды смачивающий жидкой фазой находится по формуле

^R к О)

S = _f F(R)R²dR/_f F(R)R²dR, (2.29)

0 0

где F(R) - функция распределения капилляров по размерам.

Отсюда следует, что критический радиус R_к является функцией от насыщенности: R_K = R_K(S). Из уравнений (2.26), (2.28) и (2.29) определяется

равновесная насыщенность пористой среды, если известны состав и давление в фазах.

Для характеристики зависимости капиллярного давления от насыщенности обычно вводят функцию Леверетта J(S), определяемую из соотношения:

p_G - p_L = a cosvJ(S)/(k/m)⁰⁵, (2.30)

где k - проницаемость пористой среды, величина (k/m)^0,5 служит характеристикой среднего радиуса пор. Сравнение соотношений (2.28) и (2.30) приводит к следующему уравнению для функции Леверетта:

где зависимость R_K(S) находится из (2.29). Это уравнение позволяет рассчитать функцию Леверетта для всех значений насыщенности от S = 0 до S = 1.

Как показывает анализ результатов многочисленных параметрических исследований, функции распределения объема порового пространства по радиусу капилляров (F(R), R_K(S)) не являются универсальными. Возможность применения общего соотношения (2.30) должна основываться на изучении особенностей функций распределения конкретной пористой среды и типовых закономерностей для образцов керна исследуемого месторождения.

Структура порового пространства карбонатных пород Вуктыльского месторождения изучалась в шлифах методом ртутной порометрии и полупроницаемой мембраны. Исследованы породы с проницаемостью от сотен до сотых долей миллидарси. Пористость их составляет от 6 до 15 %.

Изучение структуры порового пространства доломитов Вуктыльского месторождения позволяет отметить следующее:

породы обладают сложной структурой пустотного пространства, литологические коэффициенты имеют низкие значения 0,05-0,07;

разности с проницаемостью более 1 мД (1-10^-3 мкм²) содержат доминирующую группу поровых каналов с размерами 5-40 мкм. Крупные каналы (до 64 мкм) встречаются реже. Наблюдаемые в шлифах крупные поры 100— 800 мкм соединены более тонкими каналами и на проницаемости не сказываются;

характерно низкое содержание тонких и ультратонких пор, что наряду с частичной гидрофобизацией пород обусловливает низкое содержание остаточной воды и высокую газонасыщенность.

2.2.2

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ НА ПРОЦЕСС ИСПАРЕНИЯ

Как следует из соотношения (2.28), величина капиллярного давления определяется радиусом равновесных поровых каналов (R_K), косинусом угла смачивания и коэффициентом поверхностного натяжения а. Для проведения “максимальных” оценок ограничимся далее значением cos(v) = 1, соответствующим полному смачиванию породы углеводородной жидкой фазой, при этом

pg - pl = pc =-.

R_K (S)

Значения коэффициентов поверхностного натяжения а для Вуктыль-ской газоконденсатной смеси при t = 62 °С и модельной углеводородной смеси при t = 22 °С в процессе дифференциальной конденсации, рассчитанные с использованием соотношения Маклеода - Сагдена, приведены на рис. 2.7. Область давления начала конденсации характеризуется экстремально низкими значениями коэффициента поверхностного натяжения (—0,01 дин/см) вследствие относительной близости составов сосуществующих фаз при этих условиях. По мере снижения давления до —2 МПа а достигает значений —12-16 дин/см.

Для не содержащего воду полностью экстрагированного керна минимальный отмеченный радиус поровых каналов составляет 0,02-10^-6 м, это соответствует значениям капиллярного давления ~10^-3 МПа, что не оказывает практического влияния на термодинамическое поведение газоконденсатной смеси, в том числе и на давление начала конденсации (см. рис. 2.7). По мере снижения пластового давления радиус равновесных капилляров за счет заполнения наиболее тонких каналов жидкой фазой увеличивается в -4-5 раз, что компенсируется увеличением коэффициента поверхностного натяжения. Капиллярное давление возрастает на порядок, но остается слишком низким для того, чтобы оказать существенное влияние на термодинамическое поведение смеси. При дальнейшем снижении давления капиллярное давление растет практически пропорционально коэффициенту о и при давлении 2 МПа может достигать значений 0,5 МПа, что оказывает определенное влияние на составы равновесных фаз (см. рис. 2.7).

Переход к кернам с большим размером поровых каналов сопровождается увеличением характерных минимальных радиусов в 4-20 раз с соответствующим снижением капиллярного давления и уменьшением влияния этого эффекта на фазовое поведение смеси.

Для насыпных пористых сред характерные минимальные радиусы поровых каналов могут быть приняты на порядок большими, чем для тонкопо-ровых доломитов -(2-5)-10^-6 м, что приводит к заключению о слабом влиянии капиллярных эффектов на фазовое поведение углеводородных смесей в этих средах.

В условиях реального пласта водонасыщенность составляет 10-30 % порового пространства. Поскольку вода занимает самые мелкие поровые каналы, это обстоятельство также способствует увеличению равновесного радиуса поровых каналов и соответственно снижению влияния капиллярных сил на состав фаз пластовой смеси.

Таким образом, результаты теоретических оценок согласуются с резуль-

G, Н/М

0 5 10 15 20 25 30 р, МПа

Рис. 2.7. Зависимость коэффициента поверхностного натяжения от давления для различных смесей.

Смеси: 1 - Вуктыльская (t = 60 °С), 2 - модельная (t = 22 °С), 2 - модельная (t = 60 °С)

татами экспериментальных исследований, проведенных на моделях пласта с использованием насыпных пористых сред, и подтверждают вывод о том, что исследования на бомбе PVT, насыпных пористых средах и математическое моделирование фазового поведения могут служить достаточной первичной основой для проектирования параметров разработки газоконденсатных месторождений.

Следует, однако, отметить, что исследования по влиянию взаимодействия газоконденсатных систем с вмещающей породой находятся на ранней стадии развития. Результаты и выводы соответствуют сделанным предположениям и могут быть уточнены при продолжении работ в данном направлении. Для этой цели во ВНИИГАЗе создан лабораторный комплекс, включающий автоматизированные фильтрационные установки и компьютеризованный томограф, что обеспечит детальное изучение пластовых процессов и их взаимодействие с реальной структурой пористой среды.

2.3

ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА ГАЗА ПРИ СНИЖЕНИИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ С БОЛЬШИМ ЭТАЖОМ ГАЗОНОСНОСТИ

Физическое и математическое моделирование не может в полной мере отражать всех аспектов поведения столь сложного объекта, как газоконденсатная пластовая система. Необходим периодический анализ и корректировка применяемых методов и их результатов с учетом данных разработки и результатов промысловых исследований. В связи с этим необходимо отметить, что к настоящему времени практически отсутствуют базирующиеся на опыте разработки конкретных месторождений данные о вкладе процесса прямого испарения в конденсатоотдачу пласта. Прямого подтверждения данных физического и математического моделирования в условиях промысла к настоящему времени не получено.

Поскольку Вуктыльское месторождение вступило в стадию разработки, когда следует ожидать проявления эффекта прямого испарения, что подтверждается результатами промысловых исследований скважин, целесообразно провести анализ соответствия принятых методов прогноза промысловым данным и при необходимости провести соответствующую корректировку.

В настоящее время наиболее достоверной с точки зрения оценки газоконденсатной характеристики месторождения в среднем считается зависимость содержания конденсата в отбираемом газе от пластового давления, полученная О.Ф. Худяковым на основе экспериментов на установке PVT. С этой зависимостью достаточно хорошо согласуются результаты расчетов (рис. 2.8) по методике, изложенной в разделе 2.1, по которой проводятся расчеты фазового поведения и составов сосуществующих фаз как при разработке на истощение, так и при воздействии на пласт.

На рис. 2.8 приведено также сопоставление расчетной кривой с результатами газоконденсатных исследований по скважинам, продуцирующим бес-

Рис. 2.8. Зависимость потенциала углеводородов С₅₊ от пластового давления газоконденсатной части залежи:

1 - промысловые данные, 2 - расчетная кривая, 3 - экспериментальная зависимость, полученная О.Ф. Худяковым на установке PVT

цветным конденсатом или конденсатом соломенного цвета. Значительный разброс данных не дает возможности прийти к однозначным практическим выводам о подтверждении принимаемой методики или необходимости ее корректировки. Как видно из рис. 2.8, в области давлений 3-6 МПа облако точек, соответствующих результатам газоконденсатных исследований скважин имеет слабоупорядоченный вид. Тенденция к повышению содержания конденсата в газовой фазе лишь угадывается в сопоставлении с расчетной кривой, в окрестности которой плотность точек несколько выше, чем в среднем по “облаку”. Это подтверждается результатами статистического анализа. Коэффициенты корреляции потенциала С₅₊ с давлением в диапазоне 3-5 МПа близки к нулю, и без жестких ограничений на вид кривой, следующих из физических предпосылок и результатов моделирования, построение надежной зависимости невозможно.

Количественные выводы, а тем более анализ особенностей проявления в промысловых условиях процесса прямого испарения в его начальной фазе при таком усредненном анализе, по-видимому, недоступны.

Основной причиной, затрудняющей выявление вида зависимости содержания конденсата в добываемом газе от давления, наряду с разбросом экспериментальных данных, является влияние глубины залегания пластов и коррелирующей с ней пластовой температуры на состав и термодинамическое поведение пластовой углеводородной системы.

Существенность этого фактора для Вуктыльского месторождения с этажом газоносности, достигающим 1200 м, отмечалась ранее в работах Север-НИПИгаза [63].

На рис. 2.9 и 2.10 приведена динамика изменения содержания конденсата и молекулярного веса фракции С₅₊ по отдельным скважинам. Как видно из приведенных графиков, можно с уверенностью судить качественно о тенденции проявления эффекта прямого испарения в результатах газоконденсатных исследований скважин № 66, 102, 106, 8. В то же время по имеющимся в распоряжении авторов данным по скважинам № 98, 78, 140 и другим повышение потенциала при снижении давления не регистрируется с достаточной надежностью.

Рис. 2.9. Зависимость потенциала углеводородов С₅+ от пластового давления на скважинах УКПГ-1

(газоконденсатная часть залежи):

1 - скв. 66, 2 - скв. 98, 3 - расчетная кривая

Рис. 2.10. Зависимость потенциала углеводородов С₅+ от пластового давления на скважинах УКПГ-2 (газоконденсатная часть залежи):

1 - скв. 8, 2 - скв. 168, 3 - расчетная кривая

Количественный анализ при таком подходе также крайне затруднителен, поскольку число исследований по каждой скважине слишком ограничено, а величина проявляющегося эффекта сопоставима с погрешностью экспериментальных данных.

Представляется целесообразным для обеспечения возможности анализа зависимости потенциала С₅₊ от давления выделить влияние глубины на содержание конденсата в газе. В этом случае совместная обработка большого числа экспериментальных данных дает возможность нивелировать влияние погрешности и выделить величину искомого эффекта.

Основными физическими факторами, определяющими влияние глубины залегания на физические характеристики газоконденсатной системы, являются:

изменение температуры по толщине пласта, определяющейся геотермическим градиентом;

влияние силы тяжести и градиента температуры на распределение компонентов по высоте и, следовательно, на распределение начального состава пластовой смеси по объему залежи.

Первый из этих факторов можно учитывать прямым образом при проведении расчетов изменения фазового состояния пластовой смеси для конкретной глубины с использованием соответствующей температуры.

Для учета второго фактора существуют математические модели, хорошо соответствующие физической картине явления. Поскольку за геологические времена, очевидно, успевает установиться равновесное по отношению к процессам диффузии и термодиффузии, равновесное распределение компонентов по толщине пласта Z может быть получено из решения уравнения [5]

1 d\x. dT T dX. dZ ’

(2.32)

k = 1,..., L - 1,

где ц., M. - химический потенциал и молярная масса .-го компонента в смеси; X_t - концентрация i-го компонента; p - давление; T - температура; a^k_T -термодиффузионный фактор для системы k-й компонент - вся остальная смесь; Z - вертикальная координата.

Решение его для условий модельной системы не представляет существенных трудностей. Однако для реальной многокомпонентной углеводородной системы вследствие большого количества неопределенных параметров, таких как коэффициенты термодиффузии и диффузии, температурные зависимости химического потенциала для фракций природного конденсата и т.п., применение такого подхода затруднительно. Представляется целесообразным вследствие перспективности такого подхода провести целенаправленную серию физических экспериментов для определения наиболее сильно влияющих из этих параметров.

В этих условиях для оценки влияния глубины на исходный состав системы возможно применение прямых методов статистической обработки данных либо методов физической механики [71], предусматривающих получение теоретических зависимостей с известными упрощениями с последующей калибровкой свободных параметров по экспериментальным данным. Такой подход в определенном смысле является разновидностью статистической обработки, обладающей тем преимуществом, что опорные зависимости получены теоретически на базе физических основ процесса, что позволяет использовать получаемые соотношения не только при интерполяции в исследованной области переменных, но и при экстраполяции в недостаточно изученную область.

При ограниченных градиентах температуры условием равновесия (квазистационарности) многокомпонентной термодинамической системы, находящейся во внешнем поле, является постоянство химического потенциала каждого компонента [65]. В поле силы тяжести это условие выражается соотношением

цj^g) = ц_j + MgZ = const, j = 1,..., N, (2.33)

где ц - химический потенциал без внешнего поля, зависящих от давления, температуры и концентраций; Mj - молекулярная масса компонента; д - ускорение свободного падения; Z - глубина.

Химический потенциал выражается через летучесть следующим образом:

ц_j = G0 + RTln(f_j), (2.34)

где G_Tj - удельный потенциал Гиббса для вещества, находящегося в идеально-газовом состоянии при стандартном давлении.

При добавлении этого соотношения в систему уравнений фазового равновесия (см. раздел 2.1) получаем систему нелинейных алгебраических уравнений для каждого значения глубины, которая решалась в настоящей работе методом простых итераций.

За исходный был принят состав газовой фазы на границе с нефтяной оторочкой (табл. 2.3). Была получена оценка распределения исходного состава по глубине залежи.

Интегральные характеристики этого распределения в сопоставлении с имеющимися данными по ранним исследованиям скважин на газоконденсат-ность приведены в табл. 2.4.

Как видно из приведенных данных, из расчета следует более сильная зависимость потенциала С₅₊ от глубины, чем из результатов промысловых исследований. В то же время по молярному содержанию С₅₊ расчетное влияние глубины вполне удовлетворительно соответствует полученному в экспериментальных исследованиях и даже несколько слабее выражено. Причина этого противоречия заключается в явно нефизической зависимости молекулярного веса фракции С₅₊ от глубины в результатах промысловых исследований. Увеличение этого параметра при уменьшении глубины не может быть вызвано физическими факторами и связано, по-видимому, с погрешностями отбора проб и проведения анализов.

Следует отметить, что расчет проведен с использованием довольно сильных предположений и является приближенным в количественном отношении. Тем не менее основные качественные особенности и тенденции изменения параметров должны соответствовать реальной картине, поскольку

ТАБЛИЦА 2.3

Начальный состав газоконденсатной смеси на границе с нефтяной оторочкой

Компо ненты	Состав, % (молярн		ая доля)	Компо ненты	Состав, % (молярная доля)
Компо ненты	Смеси	Газовая фаза	Жидкая фаза	Компо ненты	Смеси	Газовая фаза	Жидкая фаза
N2	4,6157	4,6207	3,2897		0,5013	0,4976	1,4945
C1	74,3084	74,3539	62,2116	Ф7	0,2593	0,257	0,8468
C2	8,7141	8,7126	9,1174		0,1112	0,1101	0,3968
с₃	3,5413	3,5384	4,3176	Ф₉	0,1057	0,1046	0,4159
*П-С*4	1,8204	1,8177	2,5496	Ф10	0,1095	0,108	0,5175
C5	1,0607	1,0583	1,7039	Ф11	0,053	0,0522	0,2747
Ф1	1,013	1,01	1,8317	Ф12	0,0747	0,0735	0,4161
Ф2	0,9643	0,9606	1,957	Ф13	0,0723	0,0707	0,5074
	0,8679	0,8639	1,9372	Ф14	0,0675	0,0655	0,5971
Ф4	0,8233	0,8187	2,0396	Ф15	0,0627	0,0601	0,7461
Ф5	0,7956	0,7905	2,1655	Ф16	0,0579	0,0556	0,6661

Сравнение расчетных данных по исходному составу пластового газа с результатами исследований скважин

Номер скважин ы	Дата исследования	Глубина, м	Темпе ратура, °С	Давле ние, МПа	Потенциал С₅+, г/м³		Содержание ^ё5+, % (молярная доля)		Молекулярная масса С₅₊, г/моль
Номер скважин ы	Дата исследования	Глубина, м	Темпе ратура, °С	Давле ние, МПа	Иссле дование	Расчет	Иссле дование	Расчет	Иссле дование	Расчет
И	10.12.67	2392	50	34,7	308	265,56	5,55	5,31	126,01	113,85
8	21.09.67	2536	52,5	35,6	323	281,49	5,80	5,56	126,11	114,99
12	26.10.67	2575	54	35,4	326	286,02	5,83	5,63	126,59	115,31
21	10.09.71	2941	59	36,1	359	333,83	6,81	6,34	118,10	118,65
26	21.10.70	3107	62	37,5	379	359,16	7,10	6,69	119,22	120,38
28	24.12.69	3223	64	37,8	380	378,46	7,29	6,96	116,18	121,68

наиболее важные физические факторы учтены, а применяемый математический аппарат и конденсатная база прошли многократную успешную апробацию на сопоставлении с лабораторными и промысловыми данными.

В дальнейшем результаты расчетов распределения исходного состава по глубине применялись при анализе результатов исследований скважин на газоконденсатность с использованием следующего подхода. Рассчитывалась серия кривых дифференциальной конденсации для ряда глубин в соответствии с полученными для них исходными составами.

На рис. 2.11 набор расчетных зависимостей изменения потенциала С₅₊ сопоставлен с набором данных промысловых исследований скважин. В обработке использовались данные тех исследований, при которых был получен либо бесцветный конденсат, либо конденсат светлого соломенного цвета.

Из представленных данных можно сделать вывод о том, что экспериментальные промысловые данные не противоречат в совокупности серии расчетных зависимостей и их сопоставление не требует существенного пересмотра применяемых методов расчета.

В целом удовлетворительное соответствие, полученное при сопоставлении расчетных зависимостей и результатов газоконденсатных исследований скважин, подтверждает правильность подхода к оценке влияния глубины на фазовое поведение пластовой углеводородной системы через распределение начального состава по глубине.

Можно сделать вывод о том, что расчетная тенденция повышения содержания конденсата в добываемом газе при снижении пластового давления подтверждается в целом экспериментальными данными, хотя в промысловых условиях она выражена менее ярко. Используемая математическая модель, таким образом, может служить основой для оценки влияния процесса прямого испарения на конденсатоотдачу пласта. Как следует из проведенного исследования соответствия закономерностей математической модели промысловым данным, такая оценка будет, по-видимому, оценкой сверху.

Конденсатоотдача за счет прямого испарения определяется превышением потенциала С₅₊ над его минимальным значением. Текущий прирост коэффициента извлечения конденсата может быть определен по соотношению

Q(p,)

АК_{ = f (q_t - q, )dQ, (2.35)

^G° Q(p* )

где G₀ - начальные запасы конденсата; Q - добыча газа; q_t, q* - потенциалы

Рис. 2.11. Зависимость потенциала углеводородов С₅₊ от давления и глубины залегания продуктивного пласта.

Расчетные данные для глубин залегания, м: 1 - 2050, 2 - 2300, 3 - 2550, 4 - 2800, 5 - 3050, 6 -3300; промысловые данные для глубин залегания, м: 7 - 2100-2460, 8 - 2536-2690, 9 - 26902941, 10 - 2950-3152, 11 - 3160-3300

С₅+ - текущий и минимальный; p_t, p* - давления - текущее и соответствующее минимуму q.

Несмотря на существенное возрастание содержания конденсата в газовой фазе, расчетные значения приращения конденсатоотдачи при снижении давления до значений, соответствующих окончанию разработки (1,71,8 МПа), не превышали 0,5 % от запасов для всех кривых, приведенных на рис. 2.11.

Таким образом, тенденция испарения конденсата при снижении давления на завершающей стадии разработки, ограничивается исчерпанием до-бывных возможностей месторождения. Единственной возможностью поддержания этого процесса с соответствующим повышением конденсатоотдачи является закачка в пласт сухого газа.

2.4

МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ С НАГНЕТАЕМЫМИ В ПЛАСТ АГЕНТАМИ ВОЗДЕЙСТВИЯ

Для прогноза фазового поведения пластовой углеводородной системы и рационального выбора агента и метода воздействия с учетом конкретного состава изучаемой системы и термобарических условий в пласте необходимы ясные представления о закономерностях смещения термодинамического равновесия при нагнетании агента в пласт. Наиболее важным при этом является решение следующих вопросов:

выявление условий, при которых существует неограниченная смесимость флюидов в пластовых условиях, для реализации процесса смешивающегося вытеснения;

определение закономерностей изменения испаряющей способности нагнетаемого газа для извлечения высококипящих углеводородов в составе газовой фазы (многоконтактное испарение);

оценка изменения количества и свойств жидкой фазы и возможности ее вовлечения в процесс фильтрации в режиме вытеснения с ограниченной смесимостью фаз (многоконтактная конденсация);

получение достаточно простого набора соотношений и исходных данных для последующего использования при численном моделировании пластовых процессов.

Как правило, предварительный выбор области условий и набора перспективных для изучаемой системы агентов возможного воздействия на пласт осуществляется уже на этапе термодинамического исследования путем математического и физического моделирования на установках PVT. Гидродинамический этап проводится с использованием полученных при этом результатов и направлен на уточнение и детализацию полученных результатов.

Для анализа основных тенденций взаимодействия нагнетаемого газа с пластовой системой используются тройные диаграммы, на которых многокомпонентная газоконденсатная система условно представляется набором из трех “псевдокомпонентов”.

ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ ТРОЙНЫХ ДИАГРАММ ДЛЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ

Обобщенные примеры трехкомпонентных диаграмм приведены на рис. 2.12. В зависимости от термобарических условий и свойств компонентов углеводородной смеси тройная диаграмма может состоять из одной однофазной и одной двухфазной области (рис. 2.12, а), либо содержать две однофазные области, разделенные двухфазной (рис. 2.12, б). Прямые линии (ноды), соединяющие точки равновесного состава газовой и жидкой фаз, соответствуют смесям этих фаз в различных пропорциях. Линия GK - газовая, а LK - жидкостная ветви границы двухфазной области (бинодали).

_Xl 0 25 50 75 100 _Хъ

Рис. 2.12. Обобщенные примеры трехкомпонентных диаграмм с однофазными и двухфазными

областями:

а - одна однофазная и одна двухфазная области, • - бинодальные кривые образуют полосу, ограниченную двумя однофазными областями; X_v Х₂, Х₃, % (молярная доля)

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Концентрация метана, %

Рис. 2.13. Фазовые диаграммы бинарных смесей при температуре Т = 62 °С

Для иллюстрации влияния термобарических условий на форму и размер двухфазной области на рис. 2.13 и 2.14 приведены соответственно фазовые диаграммы бинарных смесей метана с пропаном и метана с пентаном, а также тройная диаграмма системы метан - пропан - пентан при температуре 62 °С. При давлении ниже крикондебары смеси метан - пропан, но выше крикондебары смеси метан - пропан тройная фазовая диаграмма имеет вид, соответствующий рис. 2.12, а и состоит из одной однофазной и одной двухфазной областей. Точки равновесного состава фаз (L₁, G₁) на рис. 2.13 переходят в соответствующие точки на тройной диаграмме (рис. 2.14).

По мере снижения давления двухфазная область расширяется и при давлении ниже крикондебары для пары метан - пропан тройная диаграмма вырождается в две однофазные области, разделенные двухфазной полосой.

Качественным отличием этих форм диаграмм является то, что в первом случае имеется возможность непрерывного перехода от газового состояния к жидкому за счет изменения состава, минуя двухфазную область. Во втором случае такая возможность отсутствует.

Обстоятельное обоснование использования тройных диаграмм для интерпретации вытеснения нефти неравновесным газом и ограничения, связанные с представлением пластовой системы только тремя псевдокомпонентами, дано в работе [3]. В качестве примера на рис. 2.15 п редставлена тройная диаграмма, на которой показан процесс образования переходной зоны в результате последовательного обмена компонентами контактирующих фаз при вытеснении жидкого углеводорода неравновесным газом. Процесс вытеснения рассматривается при постоянных давлении и температуре. Пластовая система разбивается на три условных компонента: метан (С₁), этан, пропан и бутаны (С₂ - С₄) и пентан плюс вышекипящие (С₅₊). Неуглеводородные компоненты добавляются к наиболее близкому по свойствам псевдокомпоненту: азот - к первому, СО₂ и H₂S - ко второму и т.д.

Кривая AKB - фазовая граница, внутри которой смесь существует в двухфазной области (бинодаль). Эта область пересекается линиями нод, т.е. линиями, связывающими составы газа и жидкости, находящимися в равновесии при данных давлении и температуре.

BK - кривая точек росы, AK - кривая точек кипения, K - критическая точка (критический состав смеси) для данных давления и температуры, СЕ - касательная к кривой AKB в точке K. Вытесняемая углеводородная жидкость может находиться или в области III, или в области IV. Газ, вытесняющий жидкость, находится либо в области I, либо в области II.

Рис. 2.15. Механизм формирования переходной зоны при вытеснении нефти неравновесным газом:

С₅₊, С₁ + n₂, C_2-4 + CO₂ + H₂S, % (молярная доля)

Если жидкость находится в области IV, а газ в области II, то вытеснение углеводородной жидкости будет осуществляться полностью смешивающимся с ней обогащенным газом. При этом линии KE и KC определяют предельные составы жидкости и газа, при которых еще возможно образование непрерывной переходной зоны, неограниченной смесимости вытесняемой углеводородной жидкости и вытесняющего ее газа.

При составе жидкости, соответствующем области III, и при составе вытесняющего газа, соответствующем области I, вытеснение будет осуществляться с ограниченной смесимостью. При этом по мере продвижения в пористой среде фронта вытеснения составы соответствующих фаз (точки G₁, G2, G и L_it L2, L) согласно фазовой диаграмме (см. рис. 2.15) будут приближаться к критической точке “K”. Область реализующихся при вытеснении состояний ограничивается двумя нодами, продолжение которых проходит через точки L и G соответственно. Из приведенного примера видно, что в этом случае для обеспечения смешивающегося вытеснения необходимо:

либо увеличить количество промежуточных углеводородов в закачиваемом газе, переместив этим точку G в область II;

либо увеличить при данной температуре давление в системе, переместив этим касательную СЕ влево таким образом, чтобы точка L или G попали в области IV или II.

Следует также отметить, что рассматриваемый процесс вытеснения жидкого углеводорода неравновесным газом с ограниченным перемешиванием на фазовой диаграмме, состоящей из трех гипотетических компонентов, для реальной многокомпонентной системы может оказаться процессом, в котором происходит полное перемешивание в пористой среде закачиваемого и вытесняемого флюидов. Примером может служить процесс вытеснения легкой нефти газом высокого давления. В этом случае разбивка на три гипотетических компонента, при которой промежуточные углеводороды представляют собой этан, пропан и бутаны, может оказаться неверной, так как в качестве промежуточных углеводородов необходимо учитывать также углеводороды С₅ и С₆, при этом точка L, соответствующая составу начальной жидкой фазы, переместится из области III в область IV, что соответствует процессу со смешивающимся вытеснением. Процессы, протекающие в пласте при извлечении ретроградного конденсата с помощью газообразных растворителей на газоконденсатных месторождениях, аналогичны в принципе процессам в нефтяной залежи. Основной особенностью при этом будет низкая насыщенность пласта жидкой фазой.

Типичная тройная диаграмма газоконденсатной системы схематически представлена на рис. 2.16. Такой вид фазовой диаграммы характерен для области давлений ниже давления начала конденсации, но выше давления неограниченной смесимости первого и второго псевдокомпонентов. Точка S соответствует текущему составу истощенной системы, а точки G и L - составам газовой и жидкой фаз, соответственно. Отрезок GL - нода. Непосредственно за фронтом вытеснения реализуется состояние смеси, соответствующее точке, лежащей на ноде, продолжение которой проходит через точку, соответствующую газу закачки. Например, при закачке газов B или D реализуются состояния Е или F, соответственно. Касательная к границе двухфазной области в критической точке - KC ограничивает область, выше которой реализуется процесс полностью смешивающегося вытеснения.

При использовании агента воздействия, изображаемого точкой, лежащей на продолжении ноды GL, в процессе испарения будет происходить смеще-

ние точки S вдоль своей ноды в сторону газовой фазы. При этом состав фаз не изменяется. Можно считать, что в этом случае реализуется неравновес-ность нагнетаемого агента и исходной смеси только по тяжелому псевдокомпоненту.

Использование агента с большим (точка D) или меньшим (точка B) содержанием промежуточной фракции влечет за собой не только изменение соотношения фаз, но и изменение их составов в связи с переходом на другую ноду. По сравнению с предыдущим случаем такие газы являются в большей степени неравновесными относительно пластовой системы.

Построение тройных диаграмм проводилось, в основном, путем построения дифференциального процесса в многокомпонентной смеси по алгоритму, изложенному в разделе 2.1.

В формуле (2.19) скорости закачки и отбора полагаются равными (q ₃ = = q_OT), а параметр h = 1. Точки, соответствующие составам равновесных фаз в расчетных точках, откладываются на тройной диаграмме с группировкой по псевдокомпонентам. Схематически изменение состава при построении тройной диаграммы представлено на рис. 2.17.

Изменение насыщенности в ходе такого процесса позволяет судить о превалирующей роли процессов конденсации или испарения, а изменение соотношений молекулярных весов и плотностей фаз - о близости системы к критической точке. Применение метода, предложенного в работе [7], дает близкие результаты.

В ряде случаев более удобно использовать тройные диаграммы в прямоугольных координатах. При этом по осям откладывают содержания второго и третьего псевдокомпонентов, а содержание первого определяют из условия нормировки - сумма всех трех концентраций должна быть равна единице. В частности, такой подход оказывается более удобным при упрощенной ап-

Ci 0 20 40 60 80 100 C₅₊

Рис. 2.17. Схема построения тройной диаграммы:

С_1; С₅₊, С_2-4, % (молярная доля)

проксимации результатов для их последующего использования в математических моделях фильтрации.

На рис. 2.18 приведены построенные по результатам термодинамического расчета с использованием 32-х компонентов фазовые диаграммы Вуктыль-ской газоконденсатной смеси при трех давлениях. По мере снижения пластового давления происходит расширение двухфазной области и ее выход на ось С₁-С₂_₄ при снижении давления ниже давления неограниченной смесимости первого и второго псевдокомпонентов.

При высоких давлениях возникает неограниченная смесимость первого и второго псевдокомпонента, тройная диаграмма характеризуется наличием критической точки, содержание третьего “псевдокомпонента” в газовой фазе монотонно увеличивается, а в жидкой фазе уменьшается при увеличении содержания второго, возможен переход из газовой области в жидкую, в обход двухфазной области. При низких давлениях, когда неограниченная смесимость первого и второго “псевдокомпонентов” отсутствует, переход от газового состояния к жидкостному, минуя двухфазную область, уже невозможен. Как газовая, так и жидкостная ветви бинодали выходят на ось С₁-С_2-4 и не сочленяются более в критической точке, как бы выходящей (формально) за пределы тройной диаграммы.

В промежуточной области давлений происходит постепенное деформирование двухфазной области со смещением критической точки в сторону оси С1-С2-4.

Для выявления условий обеспечения смешивающегося вытеснения наиболее существенным является определение критической точки и положения касательной к ней (см. прямая ЕС на рис. 2.17).

Наибольший объем исследований требуется при решении вопроса о возможности обеспечения вытеснения, близкого к смешивающемуся или

Рис. 2.18. Тройная диаграмма газоконденсатной системы.

С - критическая точка; С₁, С₅₊, С₂_₄, % (молярная доля); давления, МПа: 1 - 26, 2 - 18, 3 - 7

двухфазной фильтрации, в условиях ограниченной смесимости. В этом случае необходимо не только полное восстановление тройной диаграммы, но и количественная оценка изменения насыщенностей фаз, их плотности, вязкости и поверхностного натяжения для решения вопроса об их подвижности в конкретном коллекторе. В этом случае для анализа важен выбор состава “псевдокомпонентов”, зависящий от состава, как пластовой углеводородной системы, так и нагнетаемого агента.

2.4.2

ИЗУЧЕНИЕ МАССООБМЕННЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ МНОГОКОНТАКТНОЙ КОНДЕНСАЦИИ

Для выявления закономерностей фазового поведения углеводородных систем в процессе воздействия обогащенного газа на газоконденсатный пласт были проведены исследования применительно к условиям Вуктыльского газоконденсатного месторождения.

При оценке эффективности этого процесса одним из основных является вопрос о фазовом состоянии нагнетаемого агента в пластовых условиях. Решение вопросов подготовки обогащенного газа к закачке также требует надежных оценок параметров его фазового состояния в области давления и температур, характерных для промыслового оборудования. Кроме того, вопрос о границах двухфазной области смесей легких (N₂, С₁) и промежуточных (С₂ - С₄, С0₂) компонентов важен для построения фазовых диаграмм взаимодействия растворителей с газоконденсатной системой.

Обогащенный газ представляет собой смесь газа сепарации с промежу-

ТАБЛИЦА 2.5 Составы углеводородных смесей Вуктыльского ГКМ

Условные обозначения	С,	С2	Сз	С4	С5	С6	Примечания
S7	85,65	8,92	3,67	1,46	9,3	-	Газ сепарации
S₈	-	4,8	53,7	40,0	1,25	0,25	ШФЛУ
S9	53,5	21,5	13,5	8,0	3,0	0,5	Газ дегазации
S10	85,91	8,95	3,68	1,46	-	-S7	Без учета содержания С₅₊
S11	-	4,87	54,52	40,61	-	-S8	То же
S ,₂	55,44	29,28	13,99	8,29	-	-S9

точными углеводородами - этаном, пропаном и бутаном. В условиях газоконденсатного промысла основными ресурсами этих углеводородов являются выделяемая на газоперерабатывающем заводе широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) и газ деэтанизации конденсата. Поэтому в дальнейшем из всего многообразия возможных составов обогащенного газа мы выберем только те составы, которые могут быть получены путем смешения трех указанных агентов в различных пропорциях.

Составы этих агентов для Вуктыльского газоконденсатного месторождения приведены в табл. 2.5.

Для смесей газа сепарации с ШФЛУ с содержанием газа сепарации от 10 до 70 % (молярная доля) была проведена серия расчетов фазовых диаграмм в P-T координатах. Результаты расчетов приведены на рис. 2.19.

Отметим, что учет относительно малого содержания углеводородов С₅₊ в смесях практически не влияет на положение ветви прямого испарения вплоть до околокритической области. Граница области двухфазного состояния и области однофазного газового состояния смещается в область более высоких температур. Максимальное смещение наблюдается в околокритической области и достигает 5-7 К.

По мере увеличения содержания газа сепарации в смеси происходит увеличение максимального давления двухфазного состояния системы (кри-

Рис. 2.19. Границы двухфазной области смесей ШФЛУ и газа сепарации Вуктыльского ГКМ.

Содержание газа сепарации, %: 1 - 10, 2 - 20, 3 - 30, 4 - 40, 5 - 50, 6 - 60, 7 - 70; 8 - критические точки

кондебара) и критического давления, соответственно максимальная температура двухфазного состояния (крикондетерма) и критическая температура при этом убывают.

Представленные зависимости дают возможность оперативной оценки фазового состояния обогащенного газа различного состава, как в пластовых, так и в промысловых условиях.

Закономерности изменения фазового состояния пластовой системы при нагнетании в пласт агента, состоящего в основном из метана и фракции С₂-С₄, представлялись с помощью тройных диаграмм фазового взаимодействия (фазового состояния). Для трехкомпонентных смесей такие диаграммы полностью характеризуют изменение фазового состояния системы при заданных давлении и температуре.

При изучении особенностей фазового поведения многокомпонентных смесей моделирование (математическое или физическое) проводится с учетом полного состава всех взаимодействующих флюидов, а результаты представляются с применением группировки составов в терминах трех псевдокомпонентов - фракция С₂-С₄ - фракция С₅₊ высшие. Естественно, что внутренние составы как фракции С₅₊, определяемый исходной системой, так и фракции С_2-4, определяемый составом нагнетаемого агента, существенно влияют на вид диаграммы взаимодействия наряду с пластовыми давлением и температурой.

При изучении закономерностей фазового взаимодействия было использовано три состава фракции С_2-4 в соответствии с возможными источниками ее получения в условиях промысла. Составы фракции сведены в табл. 2.6.

Первый из приведенных составов соответствует широкой фракции легких углеводородов, третий - внутреннему составу фракции С_2-4 в газе дегазации, а второй является промежуточным между ними.

Большое значение для анализа влияния состава подаваемого в систему агента на ее фазовое поведение имеет выявление условий смесимости составляющих его метана и фракции С_2-4. Знание границ области неограниченной смесимости этих псевдокомпонентов позволяет не только оперативно оценить фазовое состояние нагнетаемого агента в пластовых условиях, но и ответить на вопрос о принципиальной возможности осуществления смешивающегося вытеснения в конкретных условиях.

На рис. 2.20 приведены зависимости давления однофазного состояния от содержания метана для смесей с метаном фракций С_2-4, составы которых приведены в табл. 2.6, при температуре 62 °С. Минимальные давления неограниченной смесимости и минимальное содержание метана, обеспечивающее однофазное газовое состояние при любых давлениях, сведены в табл. 2.7.

ТАБЛИЦА 2.7

Минимальные давление (p*) и концентрация метана (С*) однофазного состояния

С2/С2-Н %	*р, МПа**	*С, %**
5,0	10,55	66
27,5	9,30	55
50,0	7,75	37

ТАБЛИЦА 2.6

Составы фракций С₂_₄, используемые в расчетах показателей фазового взаимодействия, % (молярная доля)

Условные обозначения	С2Н₆	С3Н₈	С₄Ню
S4	5,0	54,0	41,0
S5	27,5	43,0	29,5
S₆	50,0	32,0	18,0
S2	45,3	44,2	10,5

_I_I_I_I_I_I_

0 10 20 30 40 50 60 70

Содержание метана, %

Рис. 2.20. Границы двухфазной области смесей С₁ + С₂_₄:

1, 2, 3 - соответственно фракции S₅, S₄, S₆; кружочком показана критическая точка

Из приведенных данных, в частности, следует, что при давлениях, меньших 7,7 МПа, нельзя рассчитывать на обеспечение полностью смешивающегося вытеснения с помощью агентов, составленных на основе метана и рассмотренных фракций С₂_₄. При давлениях больших 10,6 МПа полностью смешивающееся вытеснение может быть обеспечено соответствующим выбором соотношения метана и любой из этих фракций С₂_₄.

В работе [10] приведены результаты первых экспериментальных исследований процесса фазового взаимодействия “обогащенного” газа с ретроградным конденсатом применительно к Вуктыльскому ГКМ. Было проведено моделирование процесса дискретного замещения в бомбе PVT газовой фазы -газом с повышенным содержанием промежуточных компонентов (обогащенным газом).

0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

Рис. 2.21. Зависимости насыщенности жидкой фазой от относительного объема закачки растворителя:

1-3 - расчетные зависимости при содержании С_2-4 соответственно 50; 52,6; 55,6 %; 4 - экспериментальная зависимость при С_2-4 = 50 %

Объем закачки, объемы пор

На рис. 2.21 приведены расчетные и экспериментальные зависимости насыщенности жидкой фазой от относительного объема закачки при различном содержании промежуточных углеводородов в нагнетаемом газе (в молях).

Анализируя полученные результаты можно отметить, что характер расчетных зависимостей, (кривые 1-3), соответствует экспериментальным (кривая 4). Отклонение расчетных и экспериментальных величин при определении свойств газовой и жидкой фаз составило около 10-15 %. Максимальное расхождение в экспериментальной и расчетном насыщенностях при одинаковом содержании промежуточных компонентов (этана, пропана, бутана) в закачиваемом газе составляет 30 %. Это обстоятельство можно объяснить сильной зависимостью результатов расчета от входных данных.

Обогащение закачиваемого газа промежуточными углеводородами на 5,5 % при взаимодействии его с жидкой фазой приводит к резкому увеличению насыщенности до 70 % после прокачки примерно двух начальных объемов системы. При этом значения относительных молекулярных масс и плотностей фаз стремятся к единице. Сближение как расчетных, так и экспериментальных параметров газовой и жидкой фаз говорит о переходе системы в состояние, близкое к критическому.

Таким образом, варьируя содержанием промежуточных компонентов в закачиваемом агенте можно расчетным способом подобрать состав обогащенного газа таким, что эффект увеличения объема жидкой фазы за счет растворения в ней промежуточных углеводородов будет достаточным для гидродинамической подвижности конденсата.

Применительно к Вуктыльскому ГКМ характеристики взаимодействия растворителей с частично истощенной газоконденсатной системой изучались с применением аппарата тройных диаграмм.

Как было отмечено ранее, представление фазового поведения газоконденсатной системы при закачке в нее обогащенного газа в форме тройных диаграмм позволяет предварительно оценить эффективность процесса и обеспечивает необходимые исходные данные для проведения гидродинамических расчетов и экспериментального исследования процесса вытеснения. Построены расчетные фазовые диаграммы для трех характерных составов фракции С_2-4 (S₄-S₆ из табл. 2.6) при температуре 62 °С.

Отдельные результаты расчетов для давления 10 МПа приведены на рис. 2.22-2.24. В данном пункте тройные диаграммы приведены в прямоугольных координатах, что более удобно для использования в гидродинамических расчетах. Были рассчитаны также необходимые для использования при оценках эффективности процесса вытеснения изменения таких параметров, как угол наклона ноды и отношения плотностей и молекулярных весов фаз в зависимости от содержания фракции С_2-4 в газовой фазе.

Из приведенных на рис. 2.22-2.24 фазовых диаграмм видно, что при p = = 10 МПа снижение доли этана в промежуточном псевдокомпоненте приводит к уменьшению содержания углеводородов С₅₊ в критической точке и при содержании этана 5 % уже отсутствует возможность перехода от газового к жидкому состоянию, минуя область двухфазного состояния. Это означает, что при использовании растворителя, составленного на основе этой фракции и метана, невозможно обеспечить режим смешивающегося вытеснения.

Относительные плотности и молекулярные массы фаз для фракции S₅ и S₆ стремятся к единице, а для фракции S₄ с 5 %-ным содержанием этана

С 2-4 i %

Рис. 2.22. Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с Вуктыльским конденсатом С_2-4 - (С₂ = 52 %; С₄ = 18 %) при температуре 62 °С и давлении 10 МПа

С 2_4 ? °/°

70 60 50 40 30 20 10

О 10 20 30 40 50 С₅₊,%

Рис. 2.23. Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с конденсатом С_2-4 - (С₂ = = 27,5 %; С₃ = 43 %, С₄ = 29,5 %) при Т = 62 °С, р = 10 МПа

0 10 20 30 40 50 С₅₊,%

предельные их значения составляют 1,55 и 1,14 соответственно. Из этого следует, что может быть обеспечен режим вытеснения, близкий к смешивающему, при содержании промежуточной фракции S₄ (С_2-4 ^ 47,5 %).

Отметим, что в эксперименте [10] по вытеснению обогащенным газом ретроградного конденсата (ему соответствует фазовая диаграмма на рис. 2.22) режим был близким к смешивающемуся, коэффициент вытеснения конденсата составил 95 %. Из анализа фазовой диаграммы следует, что содержание фракции С_2-4 в закачиваемом газе, обеспечивающее полностью смешивающее вытеснение составляет « 53 %. Использованный в эсперимен-те обогащенный газ содержал 50 % фракции С_2-4. Таким образом, в этом случае вывод о характере процесса вытеснения, следующий из анализа фазового поведения системы при ее взаимодействии с растворителем, подтверждается результатами эксперимента.

При более низком давлении 7 МПа, как показали выполненные расче-

С 2-4 i %

О 10 20 30 40 50 С₅₊,%

Рис. 2.24. Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с конденсатом С_2-4 - (С₂ = 5 %;

С₃ = 54 %, С₄ = 41 %) при Т = 62 °С, р = 10 МПа

ты, ни один из рассматриваемых составов фракции С_2-4 не обеспечивает возможности полностью смесимого вытеснения, непрерывный переход от газа к жидкости без образования границы раздела фаз отсутствует. Минимально возможные относительные плотности фаз соответственно составляют 4,3; 3,5 и 1,7, а молекулярных масс - 1,65; 1,4 и 1,12. Из этого следует, что более перспективным растворителем при этом уровне давления будет растворитель с большим содержанием этана, например, газ дегазации.

2.4.3

ВЛИЯНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ФАЗОВОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОМПОНЕНТОВ В ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СИСТЕМЕ

Особенности газоконденсатных характеристик при различном содержании легких углеводородов в исходной системе необходимо изучать для определения технологических возможностей и оптимального направления смещения термодинамического равновесия в пласте с целью повышения конденсатоотдачи на различных этапах разработки.

Одной из основных задач, которую приходиться решать в рамках данного направления исследований, является установление оптимальной области пластовых давлений, в которой нагнетание газообразного агента оказывается достаточно эффективным мероприятием в технологическом и техникоэкономическом плане.

Для решения этой задачи необходимо располагать возможно более полным объемом информации о механизме и особенностях влияния компонентов С₂-С₄ на массообменные процессы как при истощении, так и при активном воздействии на пласт.

Для определения влияния содержания углеводородов С₂-С₄ на межфаз-ное распределение компонентов во ВНИИГАЗе Р.М. Тер-Саркисовым, В.А. Николаевым, Н.А. Гужовым, М.И. Фадеевым, С.Г. Рассохиным и

М.А. Пешкиным были выполнены комплексные исследования на основе математического и физического моделирования термодинамических процессов в газоконденсатной системе при изменении пластового давления.

Исследования проводились применительно к условиям Уренгойского, Вуктыльского, Печоро-Городского и Печоро-Кожвинского месторождений с использованием модельных углеводородных смесей. Поскольку качественно основные тенденции на перечисленных месторождениях схожи, в настоящем разделе при-ведены данные в основном по Печоро-Кожвинской газоконденсатной системе.

На рис. 2.25 приведены результаты расчета содержания конденсата в газовой фазе при дифференциальной конденсации модельных смесей, составы которых приведены в табл. 2.8.

Смесь, соответствующая варианту 2, содержит 15 % (молярных) промежуточных углеводородов, вариант 3 соответствует смеси с удвоенным их содержанием, а в варианте 1 промежуточные углеводороды в смеси отсутствуют. Как видно из представленных графиков, общая картина влияния содержания промежуточных углеводородов на испаряющую способность газа полностью соответствует качественным тенденциям, следующим из анализа тройных диаграмм. При давлениях больших 12,5 МПа повышение содержания легких углеводородов ведет к увеличению конденсатогазового фактора (КГФ). При меньших давлениях, включая ветвь прямого испарения, направление влияния - противоположное.

Аналогичная картина наблюдается для других температур, а также для индивидуальных компонентов.

Расчетные зависимости свойств фаз в вариантах 1 - без промежуточных компонентов и 2 - с их мольным содержанием 15 % приведены на рис. 2.26-2.28.

Для подтверждения и уточнения результатов анализа, основанного на математическом моделировании, проводилось физическое моделирование процесса дифференциальной конденсации.

Все экспериментальные исследования можно разделить на две серии. В первой из них были проведены два эксперимента по истощению гипотетической модельной ГКС в сосуде PVT-соотношений. В первом опыте система, состав и основные параметры которой представлены в табл. 2.8 (вариант 2), содержала промежуточные компоненты С₃, С₄. Во втором эксперименте данные углеводороды в исходной ГКС отсутствовали, их долю в составе смеси восполнили метаном (см. табл. 2.8, вариант 1). Истощение ГКС, как в первом, так и во втором случае проводилось от давления р_пл = 25 МПа при температуре 80 °С, что вполне типично для среднестатистического состояния газоконденсатного объекта. Ограничение максимального темпа падения пластового давления в опытах обеспечивало равновесный межфазный массообмен.

ТАБЛИЦА 2.8

Состав газоконденсатной системы, используемый в расчетах дифференциальной конденсации

Компонент, параметр	Содержание, % (молярная доля)			Компонент, параметр	Содержание, % (молярная доля)
Компонент, параметр	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3	Компонент, параметр	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Метан	91,0	76,0	61,0	Октан	3,0	3,0	3,0
Пропан	0	10,0	20,0	С2-4	0	15,0	30,0
Бутан	0	5,0	10,0	^С5+ ,	9,0	9,0	9,0
Пентан	3,0	3,0	3,0	КГФ, г/м³	373,5	373,5	373,5
Гексан	3,0	3,0	3,0	М_С5+, г/моль	90,85	0,85	90,85

Рис. 2.26. Зависимость плотности газовой фазы от давления:

1, 2 - варианты смеси

Рис. 2.25. Зависимость КГФ от давления при дифференциальной конденсации (Т = 80 °С):

1- 3 - варианты модельных смесей

Рис. 2.27. Зависимость плотности жидкой фазы от давления:

1, 2 - варианты смеси

Рис. 2.29. Динамика конденсатогазового фактора в процессе истощения модельной ГКС:

1 - в присутствии С_2-42 - в отсутствии С_2-4

Рис. 2.28. Зависимость поверхностного натяжения от давления:

1, 2 - варианты смеси

Результаты экспериментов, представленные в графическом виде на рис. 2.29, наглядно демонстрируют роль промежуточных углеводородов с точки зрения длительности удержания компонентов С₅₊ в газовой фазе на начальной стадии отбора пластовой ГКС. Однако дальнейшее снижение давления привело к тому, что соответствующие кривые взаимно меняют свое положение на графике. Более значительное накопление ретроградных углеводородов С₅₊ в начале истощения во втором эксперименте обеспечило больший потенциал для их последующего перехода в газовую фазу при вступлении системы в область прямого испарения, причем данное явление нашло свое проявление не только в количественном отношении (см. рис. 2.29), но и в качественном. Анализ данных графических зависимостей дает представление о некотором смещении величины давления максимальной конденсации (р_мк) как фракции С₅₊ в целом, так и ее каждого отдельного компонента, в область меньших давлений при наличии в смеси промежуточных углеводородов С₃ и С₄. Безусловную роль в рассматриваемых явлениях играют качественные характеристики конденсатной фракции, отличающейся намеренно упрощенным составом и невысокой молекулярной массой, а также фракции промежуточных компонентов, не имеющей в своем составе этана. Следует отметить достаточно хорошее соответствие экспериментальных результатов расчетным данным.

143

R³ — 3CR²--Щ^- + 2НС ²\ ^ЗС --\~^Н &--Г^Я

Продуктивные пласты должны быть устойчивыми при депрессии и не разрушаться при кислотных и других методах искусственного воздействия на пласт:

⁴

- раннетретичные слои, мио-цен+плиоцен, 600-400 м; М - морская вода

⁵

Нормальные объемы измеряются при 0 °С и давлении 1033 ГПа.

⁶

Основанием для составления таблицы послужили издания:

Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнения. - М.: Минздрав СССР. - 1988.

Обобщенный перечень предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов. - М.: Минрыбхоз СССР. -1990.

Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. РД 39-133-94. - М.: Минтопэнерго РФ (НПО “Буровая техника”). - 1994.

Величины ПДК “разработаны” для условного химического загрязнителя, в то время как в реальных объектах экологического контроля эти соединения находятся в связанном или переходном состоянии, принимают участие в процессах жизнедеятельности.

К сожалению, во всех документах, устанавливающих ПДК, отсутствуют необходимые нормы погрешности при определении соответствующих показателей, а также не существует

⁷

t •|1+^LI

O0 I q0^TcI.

⁸

По нашему мнению, именно фактической ограниченной долговечностью скважин в сочетании с невысоким и средним годовым темпом отбора извлекаемых запасов нефти можно объяснить тот факт, что значительное (в 2-3 раза) сгущение проектной сетки скважин, произведенное по многим хорошо разрабатываемым нефтяным месторождениям, не дало заметного увеличения нефтеотдачи пластов. По этим месторождениям дополнительно пробуренные скважины фактически выполнили роль скважин-дуб леров; они заменили переставшие эффективно работать ранее пробуренные скважины. Примерно так произошло по Ромашкинскому нефтяному месторождению в Татарии. По этому месторождению относительно невысокий годовой темп отбора извлекаемых запасов нефти (около 5 % в год) объясняется относительно невысокой про

дуктивностью девонских нефтяных пластов (которая примерно в 10 раз ниже продуктивности основных нефтяных пластов известного Самотлорского месторождения) и трехрядностью-многорядностью размещения добывающих скважин.

⁹

¹⁰

~~^^x3~~ = 1,7485;

x1 + x2 + x3

¹¹

^q0” а •(V,²,-V,²).

— > ^е ;

¹²

- песчаники; 3 - глины; 4 - глинистые алевролиты; I—VII - реперы трех категорий; а — ж - индексы пластов в опорной скважине

¹³

Соответствие пластового давления гидростатическому может отличаться и в древних элизионных системах, СГПД которых постепенно расформировалось.

Документы

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа

Гидроразрыв в твердых породах »

Библиотека »