ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M.
Разработка и эксплуатация газовых месторождений

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Оглавление-Введение-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

2

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:

р=----------------------------, (2.1)

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

где V - молярный объем; р - давление; Т - температура; R - универсальная газовая постоянная.

Коэффициенты я и Ь уравнения состояния чистого вещества определяются через критические температуру (Ткр) и давление (ркр) по соотношениям

Ь = 0,077796^, (2.2)

Ркр

йСГ) = йкрЧ1 + яг(1-л/7у7р]2, (2.3)

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

Ркр

ацентричности Питцера.

При вычислении коэффициентов уравнения (2.1) для однородной углеводородной смеси (фазы) применяются правила смешения, использующие коэффициенты (я- и &¦) индивидуальных компонентов смеси:

L L ,---------------------------

aCK = ft^^k-JaJ.(T)ak(T)-(1-CJ.k), (2.4)

L

bCK=fr]j.bJ., (2.5)

где it, - молярные доли компонентов; Cjk - эмпирические коэффициенты парного взаимодействия.

105

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 = Л/Ф;,

(2.6)

4>г

Z-B

ехр

Kz-1h

2-42-В

•In

z+b(1-42)

Z + B{1+42)

(2.7)

где щ = 2 V г|у (1 - Су )Ja}-at;

А

асмР

R2T2

в

ЬсмР

RT

Z

Ур RT'

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:

ft(VIt T, Y1...,YL) = ft(Vx, T, X1...,XL),

(2.8)

г = 1, Ц Zt= WYt+ (1 - W)Xtl

(2.9)

i = 1, L;

L

lXi=1

p(VT, T, Y1...,YL) = p(VM, T, X1...,XL),

i = 1,L,

(2.10) (2.11)

где Zt, Xt, Yi - молярные доли смеси, жидкой и газовой фаз, соответственно; VT и Уж - 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: VT, Vx, W, X1,..., XL, Y1,...,YL. Вследствие нелинейности уравнений (2.8) и (2.11) система уравнений равновесия не имеет общего аналитического решения и решается численным итерационным методом.

p

 

Ь

L

106

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

^ = l^ = Ki(T, VT, Vx, X1r..,XL, Y1r..,YL), (2.12)

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

1+w(Kt-1)

Yz^------ i = 1 L (213)

1+w(Ki-1)

Уравнение фазовых концентраций Речфорда имеет вид

L Zt{Kt-1) tW(K-1)

F(W) = \ zi(Ki~u =0. (2.14)

Здесь и далее для сокращения записи одноименных функций жидкой и газовой фаз индекс фазы используется вместо списка аргументов, т.е. xpi3C вместо ^(Т, Vx, X1 XL).

Итерационный расчет парожидкостного равновесия при заданных р, Т и Zi производится в следующей последовательности:

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

ко = Рщп L 37(1 + Ш,)|1-^| Р [ { т )

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 (г) коэффициентам распределения К{ определяется доля газовой фазы смеси из решения уравнений концентраций (2.14) и составы сосуществующих фаз Yь Х{.

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

4. Из уравнения (2.11) определяются молярные объемы жидкой (VJ и газовой (VT) фаз.

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

Kr+1 + Кг (1 )„) I >„ ^'ж где А. - коэффициент сходимости (обычно равный 0,9).

107

6. При выполнении условия:

max

K rt+1

к-

i = 1,L.

расчет прекращается и найденные на последней итерации значения переменных W, VT, Vx, Xt, Yt (г = 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.

тю = -у zt{Kt - 12 а 0 (215)

а диапазон допустимых значений соответствует отрезку |0 < W < 1|, решение уравнения концентраций начинается с анализа значений F(W) при W = О и W = 1. При F(0) < 0 выполнение уравнения (2.14) возможно только при W < 0. В этом случае полагаем W = 0, что соответствует одно1азному жидкому состоянию смеси. Аналогично, выполнение неравенства F() > 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 + (В - 1)Z2 + (А- 2В- 3B2)Z + (В3 + В2 - АВ) = 0, (2.16)

где А = ap/R2T2; В = 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 > В или, что то же, V > Ъ, являются решением уравнения (2.11). Если все три действительных корня больше параметра В, 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 = В. Поскольку при значениях молярного объема, близких к характерному объему молекул (В), давления и летучести очень чувствительны к малым изменениям V, следствием потери

108

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 + UB - 1V + (2В2 - АВ+ A)v - 2В2 = О, (2.17)

где v = Z - В, 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 (р, Т, 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...,ZL) = N[WVT + (1 - W)VJ = V0 = const, (2.18)

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

— (NZ^qJit ~ q0[hYt + (1 - h)Xt], (2.19)

rfx

i = 1,...,L,

где х - параметр протяженности процесса (приведенное время); q3, q0T -заданные скорости (в молях) отбора и закачки; ^ - 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^=1, (2.20)

¦

109

представляют систему из 2L + 5 алгебраических и L дифференциальных уравнений относительно 3L + 5 переменных: VT, Vx, p, W, N, Zit Xit Y{(i = = 1,...,L).

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

dV dp

+ Vp

dN dZs

N Zs

(2.21)

где Zs - 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

Рк

Ат

VkAxk

V k+ N k+1

^кЛ^к

N k , Z sk

Лх

(2.22)

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

W/h1 = Nk + (q3 получаем после очевидных преобразований

qjAtk,

Рм =Рк

Чз Чо

N

Ах +

Уь (z.

+ {

Z sk-1

Z sk-1 ] ATfe ) АХ*.1

Соответственно разностным аналогом (2.19) будут уравнения (NZt)k+1 = (NZt)k + {qKlt - q0T[hYt + (1 - h)Xt]}Axk

(2.23)

(2.24)

(2.25)

Таким образом, при известных параметрах системы на k и k - 1 слое с использованием (2.23) - (2.25) получаем N, p, Zt 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) Zsk1 = Z0. Выбор шага интегрирования Atk осуществляется из условия соблюдения неравенства

V-V

V0

где е - 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.

110

о

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 P.M. 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

Номер смеси

ТАБЛИЦА 2.1 Составы исследуемых смесей, % (молярная доля)

С

С

с

-
39,78
47,35
12,87

9,4
35,92
42,75
11,62

16,95
33,04
39,32
10,69

23,93
30,26
36,02
9,79

29,45
28,07
33,40
9,08

Номер

смеси

6
38,45
24,48

7
47,26
20,98

8
55,15
17,84

9
60,20
15,83

10
66,63
13,27

29,15
7,92

24,97
6,79

21,24
5,77

18,87
5,10

15,82
4,28

С

с

с

111

1

Рис. 2.1.

Зависимости относительного объема жидкой фазы от давления при Т = 25 °С:

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

Рис. 2.2. Фазовая диаграмма системы С± + С2_4 при Т = 25 °С: / - 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.

112

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

давления:

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

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 на-сыщенности не превышает 20 % для всех трех исследованных систем. Максимальное отклонение в величинах отношения молекулярных масс и плотностей фаз составило 14 и 13 % соответственно.

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, взаимодейст-

113

вие 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 /зпл < рик, 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 газо-конденсатная 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 = = 64-1 (Г15 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 р2 = 1,0 МПа) моделировался в соответствии с разработанной во ВНИИГАЗе методикой с использованием соответствующей экспериментальной установки [68].

Все опыты проводились при температуре Вуктыльской газоконденсат-ной залежи (Гпл = 62 °С = const).

Экспериментальные данные (рис. 2.4) свидетельствуют о наличии зависимости интенсивности испарения углеводородов С2+ и С2_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 С, 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

114

истощения газоконденсатной систеХ

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

Влияние проницаемости на испарение в газовую фазу углеводородов С5+ и С5_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

/ 10 100 1000 10000 100000

к,1015м2

Рис. 2.5. Зависимость давления максимальной конденсации углеводородов от проницаемости

115

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]:

tf(pL,Xt)=\i?(pG,Yt), (2.26)

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

Pa - Pl = Рк = KA, (2.27)

где К - кривизна поверхности раздела фаз.

Химические потенциалы \if, \if зависят только от интенсивных переменных pL, pG, 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

116

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

1 - рк = 0, 2 - рк = 0,1, 3 - рк = 0,5

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

pG - pL = 2ocosv/RK = 2oR, (2.28)

где pG, pL — равновесные значения давлений, удовлетворяющие условиям (2.26); V- краевой угол смачивания; R - равновесный радиус кривизны мениска; RK - отвечающий ему радиус цилиндрического капилляра, в котором выполнены условия Юнга на краю мениска.

Насыщенность S пористой среды смачивающий жидкой фазой находится по формуле

RK

S = / F(R)R2dR/fF(R)R2dR,

(2.29)

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

Отсюда следует, что критический радиус RK является функцией от насыщенности: RK = RK(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 /(5), определяемую из соотношения:

acosvJ(S)/(k/m)0'5,

(2.30)

Рс ~ Рт

где k ~ проницаемость пористой среды величина (k/tn) служит характе-ристикой среднего радиуса пор. Сравнение соотношений (2 28) и (2.30) приводит к следующему уравнению для функции Леверетта:

117

 

о

о

J(S) = 2(k/m)°'5/K(S),

(2.31)

где зависимость RK(S) находится из (2.29). Это уравнение позволяет рассчитать функцию Леверетта для всех значений насыщенности от 5 = 0до5= 1.

Как показывает анализ результатов многочисленных параметрических исследований, функции распределения объема порового пространства по радиусу капилляров (F(R), RK(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, литоло-гические 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 (RK), косинусом угла смачивания и коэффициентом поверхностного натяжения о. Для проведения “максимальных” оценок ограничимся далее значением cos(v) = 1, соответствующим полному смачиванию породы углеводородной жидкой фазой, при этом

Значения коэффициентов поверхностного натяжения о 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 о достигает значений -12-16 дин/см.

118

Для не содержащего воду полностью экстрагированного керна минимальный отмеченный радиус норовых каналов составляет 0,02-1(Г6 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)-1СГ6 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 % по-рового 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-

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

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

119

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 газоконден-сатная 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 газо-конденсатной 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-

120

и залежи:

/ — промысловые данные, 2 ~ расчетная кривая, 3 ~ экспериментальная зависимость, получен-

нал 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 Сз+ 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.

121

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

(газоконденсатоая часть залежи):

1 — скв. 66, 2 — скв. 98, 3 ~ расчетная кривая

Рис. 2.10. Зависимость потенциала углеводооодов Сс^ от пластового давления на скважинах

0 ^ала (Уа^к^Р°датаая^1+ас°ть ????. ° да ле ск **

1 ~ СКВ. 8, 2

— скв. 168, 3 ~ расчетная кривая

Количественный анализ при таком подходе также крайне затруднителен, поскольку число исследований по каждой скважине слишком ограниче-но а величина проявляющегося эффекта сопоставима с погрешностью экс-периментальных данных.

Представляется целесообразным для обеспечения возможности анализа зависимости потенциала Сз+ 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

122

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]

V d\>-k dXt _ ,^ у d\xk dp nkY(i У 1 1 d\>-k dT (? Ч?}

сме-

ч

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

где \iki Mk - химический потенциал и молярная масса k-то компонента i си; Xt - концентрация i-го компонента; р - давление; Т - температура; термодиффузионный фактор для системы k-ъ 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

123

\lj

(»)

u. + M ,gZ = const, j = 1,

N,

(2.33)

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

Химический потенциал выражается через летучесть следующим обра-

зом:

цу = G°;. +RTln(f].),

(2.34)

идеаль-

где Gr - удельный потенциал Гиббса для вещества, находящегося но-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

Компоненты
Состав
, % (молярная доля)

Газовая
Жидкая


фаза
фаза

N
4,6157
4,6207
3,2897

с
74,3084
74,3539
62,2116

с
8,7141
8,7126
9,1174

с
3,5413
3,5384
4,3176

га-С4
1,8204
1,8177
2,5496

С
1,0607
1,0583
1,7039

ф
1,013
1,01
1,8317

Ф
0,9643
0,9606
1,957

ф
0,8679
0,8639
1,9372

Ф
0,8233
0,8187
2,0396

Ф5
0,7956
0,7905
2,1655

Компоненты
Состав
% (молярная доля)

Газовая
Жидкая


фаза
фаза

Ф
0,5013
0,4976
1,4945

Ф
0,2593
0,257
0,8468

Ф
0,1112
0,1101
0,3968

Ф
0,1057
0,1046
0,4159

Ф
0,1095
0,108
0,5175

Ф
0,053
0,0522
0,2747

Ф
0,0747
0,0735
0,4161

Ф
0,0723
0,0707
0,5074

Ф
0,0675
0,0655
0,5971

®
0,0627
0,0601
0,7461

Ф16
0,0579
0,0556
0,6661

124

ТАБЛИЦА 2.4

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

Номер скважины
Дата исследования
Глубина, м
Температура, "С
Давление, МПа
Потенциал С,+, г/м3
Содержание
с,+, %
(молярная до-ля)
Молекулярная
масса Cs+,
г/моль

Исследование
Расчет
Исследование
Расчет
Исследование
Расчет

11 8 12 21 26 28
10.12.67 21.09.67 26.10.67 10.09.71 21.10.70 24.12.69
2392 2536 2575 2941 3107 3223
50 52,5 54 59 62 64
34,7 35,6 35,4 36,1 37,5 37,8
308 323 326 359 379 380
265,56 281,49 286,02 333,83 359,16 378,46
5,55 5,80 5,83 6,81 7,10 7,29
5,31 5,56 5,63 6,34 6,69 6,96
126,01 126,11 126,59 118,10 119,22 116,18
113,85 114,99 115,31 118,65 120,38 121,68

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(Pt') АК{ = ^ f(qt -q,)dQ, (2-35)

G° Q(p')

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

125

ногопласта.

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, «'- 2536-2690, 5> - 2690-

2941, 10 - 2950-3152, 11 - 3160-3300

С5+ - текущий и минимальный- pt р* - давления - текущее и соответствующее минимуму о.

Несмотря на, существенное возрастание содержания конденсата в газовой фазе, расчетные значения приращения конденсатоотдачи при снижении давления до значений, соответствующих окончанию разработки (1,7— 1 о Mi la; не превышали и о /о от запасов для всех кривых приведенных на рис. 2.11.

126

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”.

 

2.4.1

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 (йоды), соединяющие точки равновесного состава газовой и жидкой фаз, соответствуют смесям этих фаз в различных пропорциях. Линия GK — газовая, a LK - жидкостная ветви границы двухфазной области (бинодали).

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

областями:

а - одна однофазная и одна двухфазная области, б - бинодальные кривые образуют полосу, ограниченную двумя однофазными областями; Х1 Х2, Х3, % {молярная доля)

128

30 40 50 60 70 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 (L1y G1) на рис. 2.13 переходят в соответствующие точки на тройной диаграмме (рис. 2.14).

Рис. 2.14. Тройная диаграмма смеси (С

7

i Со — Сс) при температуре Т = 62 °С и давлениях!

14 МПа, 2 - 11 МПа, 3 - 5 МПа; Х1, Х2,

70 80 90 100

пятл/пр Т = 62 °Cj и

% (молярная доля)

129

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 представлена 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 (Q), этан, пропан и бутаны (С2 - С4) и пентан плюс вышекипящие (С5+). Неуглеводородные компоненты добавляются к наиболее близкому по свойствам псевдокомпоненту: азот — к первому, С02 и H2S — ко второму и т.д.

Кривая AKC - 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.

CK — кривая точек росы, AK — кривая точек кипения, K — критическая точка (критический состав смеси) для данных давления и температуры, eO — касательная к кривой AKC 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-

с с + N С2_4 + С02 + H2S, % (молярная доля)

130

Если жидкость находится в области IV, а газ в области 77, то вытеснение углеводородной жидкости будет осуществляться полностью смешивающимся с ней обогащенным газом. При этом линии КЕ и КС 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 77/, 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 L1, L2, L) согласно фазовой диаграмме (см. рис. 2.15) будут приближаться к критической точке "К". 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 77;

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 /77 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 В или D реализуются состояния Е или F, соответственно. Касательная к границе двухфазной области в критической точке - КС 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-

131

Рис. 2.16. Тройная фазовая диаграмма модельной углеводородной смеси (p = 18 МПа):

C1 СI, С2_4; % (молярная доля)

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

Использование агента с большим (точка D) или меньшим (точка В) 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 (q3 = = qOT), 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-

132

Рис. 2.17. Схема построения тройной диаграммы:

C1, C5+, С2_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 Q-C2-4 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 Q—С2_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

Q-c2_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

133

Рис. 2.18. Тройная диаграмма газоконденсатной системы.

С - критическая точка; C1 С5+, С2_4, % (молярная доля); давления, МПа: / - 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 многоконтАктаой конденсации

Для выявления закономерностей фазового поведения углеводородных систем в процессе воздействия обогащенного газа на газоконденсатный пласт были проведены исследования применительно к условиям Вуктыльского га-зоконденсатного 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, Q) 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-

134

ТАБЛИЦА 2.5 Составы углеводородных смесей Вуктыльского ГКМ

Условные обозначения
c1
C2
C3
C4
C5
C6
Примечания

S
85,65
8,92
3,67
1,46
9,3
-
Газ сепарации

s
-
4,8
53,7
40,0
1,25
0,25
ШФЛУ

53,5
21,5
13,5
8,0
3,0
0,5
Газ дегазации

S
85,91
8,95
3,68
1,46
-
-s
Без учета содержания С

S
L
4,87
54,52
40,61
-
-s
Тоже

S 12
55,44
29,28
13,99
8,29
-
-s9

точными углеводородами - этаном, пропаном и бутаном. В условиях газокон-денсатного 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 Р—Т 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

135

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 С2_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 С2_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 С2_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 С2_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 С2_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 2.6

Составы фракций С2_4, используемые в расчетах

показателей фазового взаимодействия, %

(молярная доля)

Условные обо- с н значения 2 е

5,0 27,5 50,0 45,3

54,0 43,0 32,0 44,2

41,0 29,5 18,0 10,5

ТАБЛИЦА 2.7

Минимальные давление (p*)

и концентрация метана (e*)

однофазного состояния

С2/С2+, %

5,0 27,5 50,0

р', МПа
С, %

10,55 9,30 7,75
66 55 37

S

4

S

136

Рис. 2.20. Границы двухфазной области смесей Ct + С

1, 2, 3 ~ соответственно фракции Ss, St, S6; кружочком

показана

критическая

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 —

Рис 2 21 Зависимости насыщенности жидкой базой от относительного объема закачки оаствоои-с. . . оа с ос ще ос ж дко фазе, о о ос ел о о оо е а зака к рас ор

1~Ч — ПЯГЧРТНЫР ЯЯТШГИМПГТИ ПЛИ ГПЛРПЖЯНИИ CL , ГППТТ5РТГТТ5РННП .SO' „S2 ft' „S.S ft %,' 4 — ЭТСГТТР-

pace риментальная^зависимость при С2_4 = 50 ?У' ° 'D' °°'D /o' 4

137

точка

газом с повышенным содержанием промежуточных компонентов (обогащенным газом).

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 С2_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 С2_4 в газовой фазе.

Из приведенных на рис. 2.22-2.24 фазовых диаграмм видно, что приp = = 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

138

Рис. 2.22. Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с Вуктыльским конденсатом С2_, ~ (С2 = 52 %; С4 = 18 %) при температуре 62 °С и давлении 10 МПа

Рис. 2.23. Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с конденсатом С2_4 ~ (С2 = = 27,5 %; С3 = 43 %, С4 = 29,5 %) при Т = 62 °С, р = 10 МПа

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 S, (С,_, ? 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 С2_4 в закачиваемом газе, обеспечивающее полностью смешивающее вытеснение составляет « 53 %. Использованный в эсперимен-те обогащенный газ содержал 50 % фракции С2_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-

139

Рис. 2.24. Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с конденсатом С2_4 ~ (С2 = 5 %; С3 = 54 %, С4 = 41 %) при Г = 62 °С, р = 10 МПа

ты, ни один из рассматриваемых составов фракции С2_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 конденса-тоотдачи 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 технико-экономическом 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 межфазное распределение компонентов во ВНИИГАЗе P.M. Тер-Саркисовым, В.А. Николаевым, Н.А. Гужовым, М.И. Фадеевым, С.Г. Рассохиным и

140

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, Вук-тыльского, Печоро-Городского и Печоро-Кожвинского месторождений с ис-поль-зованием 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 /зпл = 25 МПа при температуре 80 °С, что вполне типично для среднестатистического состояния газо-конденсатного 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)

Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3

Метан
Пропан
Бутан
Пентан
Гексан
91,0
0
0
3,0 3,0
76,0 10,0 5,0 3,0 3,0
61,0 20,0 10,0 3,0 3,0

Компонент, параметр

Октан

с5+

КГФ, г/м3 МС5+, г/моль

Содержание, % (молярная доля)

Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3

3,0 0
9,0 373,5 90,85
3,0 15,0 9,0 373,5 0,85
3,0
30,0
9,0
373,5
90,85

141

Рис. 2.25. Зависимость КГФ от давления при дифференциальной кон–енсации (Г = 80 °С):

1 3 ~ варианты модельных смесей

Рис. 2.26. Зависимость

плотности газовой фазы от

давления:

1, 2 — варианты смеси

Рис. 2.27. Зависимость

плотности жидкой фазы

от давления:

1, 2 - варианты смеси

 

Рис. 2.28. Зависимость

поверхностного натяже-

ния от давления:

1, 2 — варианты смеси

Рис. 2.29. Динамика конденсатогазового фактора в процессе истоще-ния модельной ГКС:

1 - в присутствии С2_4, 2 - в отсутствии С2_4

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 (pмк) 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

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M.
Разработка и эксплуатация газовых месторождений

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Оглавление-Введение-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта