ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Фазовый и компонентный состав на забое и устье добывающей скважины при давлении в залежи ниже давления насыщения пластовой нефти газом из "Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды" Принципиальная особенность добычи нефти из скважин с забойным давлением ниже давления насыщения пластовой нефти газом заключается в том, что углеводородная составляющая продукции каждой добывающей скважины индивидуальна и непрерывно изменяется в процессе выработки залежи. [c.133] Промысловая практика работы добывающих скважин с давлением в прискважинной зоне пласта ниже начального давления насыщения пластовой нефти газом показывает, что газовый фактор добываемой нефти во времени возрастает. Следовательно, текущее давление насыщения пластовой нефти газом непрерывно возрастает, если под этим термином понимать то значение давления насыщения нефти газом при пластовой температуре, которое будет иметь добываемая нефть после растворения в ней всего газа, поступающего в свободном виде из залежи в скважину. [c.133] В результате массообмена нефти, находящейся в скважине, с нефтяным газом, поступающим из пласта, происходит непрерывное изменение компонентного состава углеводородной части добываемой продукции на пути от интервала перфорации до устья. [c.133] Из рис. 1.13 видно, что зависимость молярной массы вьщеляющегося из пластовой нефти нефтяного газа имеет экстремум. Наличие его можно объяснить тем, что пластовая нефть Туймазннского месторождения имеет значительное содержание азота (в составе нефтяного газа ОСР пластовой нефти объемная доля азота составляет 13,2 % об.). [c.134] Как показали расчеты, нефтяной газ, выделяющийся из нефти при высоких температурах и давлениях, то есть на глубине близкой к давлению насыщения пластовой нефти газом для Туймазннского месторождения (пласт Д ) состоит на 50% из азота, имеющего высокую летучесть и высокую (28 г/моль) по сравнению с метаном (16 г/моль) молярную массу. В точке экстремума нефтяной газ состоит на 33 % об. из азота и на 53 % об. из метана. При приближении продукции скважины к устью термобарические условия изменяются (давление и температура уменьшаются) настолько, что более тяжелые углеводородные компоненты в составе нефтяного газа (26 % об. азота, 54 % об. метана и 20 % об. остальных) увеличивают молярную массу нефтяного газа до 23,3 г/моль. Существенное влияние в этом случае начинают оказывать и пары нефти. [c.135] Из рассмотренного примера видно, что если бы на Туйма-зинском месторождении давление в прискважинной и удаленной зоне пласта было бы меньше давления насыщения пластовой нефти газом, то нефтяной газ в скважине вначале обогащался бы преимущественно азотом. [c.135] Наибольшее влияние массообменных процессов между нефтяным газом и нефтью на расходные параметры смеси в скважине при режиме растворенного газа будет проявляться при газовом факторе, кратно превышающем начальный газовый фактор пластовой нефти. [c.135] Компонентный состав опережающего нефтяного газа (нефтяного газа, вьщелившегося из пластовой нефти в залежи и опередившего жидкую фазу, из которой он выделился) при поступлении из пласта в скважину, как правило, отличается от состава нефтяного газа выделяющегося из пластовой нефти в скважине, что приводит к значительному изменению количественных закономерностей растворения как нефтяного газа в нефти, так и нефти в нефтяном газе при термобарических условиях в скважине. [c.135] Для определенности допустим, что в гипотетической добывающей скважине продуктивный пласт характеризуется пластовой температурой более 60 °С, давление у бащмака НКТ, спущенных в скважину до кровли пласта, около 5 МПа. Температура на устье скважины не менее 10 °С, устьевое давление порядка 0,1 МПа. [c.137] Пусть из гипотетической скважины добывается нефть, компонентный состав и другие свойства которой представлены в табл. 1.19. [c.137] С молярной долей свободного нефтяного газа М = 12,4 % моль, иначе говоря, из каждой тонны пластовой нефти выделяется 23,11 м нефтяного газа ( V =23,11 мУт (пл. нефти), где М - молярная доля нефтяного газа, У - удельный объем выделившегося пластового нефтяного газа (на тонну пластовой нефти). [c.140] Состав и свойства выделившегося из пластовой нефти нефтяного газа при термобарических условиях Т = 60 °С р = 5,0 МПа. [c.140] В следующей табл. 1.22 для наглядности и удобства выявления качественных закономерностей изменения компонентного состава нефтяного газа и нефти в скважине приведены компонентные составы пластового нефтяного газа при термобарических условиях гипотетической скважины (колонки В колонке 8 представлены расчетные данные по однократному стандартному разгазированию (ОСР) пластовой нефти, максимальное относительное расхождение которых с экспериментальными данными не превыщает 2,4 %. [c.141] Далее по тексту и на графиках этот нефтяной газ в скважине условно будет называться сумма нефтяных газов. Компонентный состав такого суммарного нефтяного газа для всех трех анализируемых газов, дополнительно поступающих в скважину и приводящих к увеличению газового фактора, представлен в табл. 1.23. [c.142] Определим удельный объем (количество) нефтяного газа в скважине после завершения массообмена, то есть наступления фазового равновесия в скважине между опережающим нефтяным газом и пластовой нефтью в скважине. Несмотря на некоторую условность такой модели фазового взаимодействия между пластовой нефтью и опережающим нефтяным газом трех фиксированных составов, качественно результаты получаемых расчетов отражают довольно сложную картину перераспределения компонентов между взаимодействующими фазами. [c.142] В табл. 1.24 представлены результаты расчетов компонентного состава для предельного случая массообмена между нефтью и опережающим нефтяным газом в скважине (фазового равновесия при рассматриваемых термобарических условиях). В табл. 1.24 приведена характеристика компонентного состава только газообразной составляющей скважинной продукции, так называемого скважинного нефтяного газа при термобарических условиях Т = 60 °С, р = 5,0 МПа. [c.143] Если молярная масса опережающего нефтяного газа, меньще молярной массы нефтяного газа пластовой нефти в скважине М , то растворимость нефти в нефтяном газе будет больше, что приведет к еще большему увеличению газового фактора, то есть концентрация паров нефти в скважинном нефтяном газе возрастает. [c.145] Изменение молярной массы нефти в гипотетической скважине представлено на рис. 1.17. [c.147] Из рис. 1.17 следует, что молярная масса равновесной со скважинным нефтяным газом нефти в зависимости от типа опережающего нефтяного газа, количественно изменяется по-разному. [c.147] Например, самая высокая молярная масса нефти наблюдается при поступлении легкого опережающего нефтяного газа, а молярные массы нефти при поступлении в скважину среднего или тяжелого опережающих нефтяных газов совпадают с молярной массой нефти при разгазировании пластовой нефти в термобарических условиях гипотетической скважины. Отметим, что с увеличением молярной массы опережающего нефтяного газа глубина совпадения значений молярных масс нефти уменьшается. [c.148] Вернуться к основной статье