- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
В предыдущих разделах мы рассмотрели свойства углеводородных смесей и элементы теории их фазовых превращений. При выборе метода разработки и эксплуатации газоконденсатной залежи, установлении технологических схем и режима работы промысловых установок необходимо знать количественные характеристики углеводородных смесей и изменение их в зависимости от давления и температуры. Для этого проводится комплекс исследований свойств пластовой углеводородной смеси, в результате которого устанавливается газоконденсатная характеристика залежи. Определяются следующие параметры.
1. Состав пластового газа и содержание в нем конденсата.
2. Давление начала конденсации углеводородов в пласте и давление максимальной конденсации.
3. Фазовое состояние газоконденсатной системы в пластовых условиях.
4. Изотермы конденсации пластового газа.
5. Количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температурах.
6. Потери конденсата (углеводороды, остающиеся в пласте) при разработке залежи без поддержания давления в зависимости от степени падения пластового давления и за весь срок эксплуатации месторождения.
7. Количество конденсата (и его состав), извлекаемого из газа по мере падения давления в залежи в процессе ее эксплуатации.
Кроме того, исследуются также фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в условиях скважин, газосепараторов и газопроводов.
Процессы фазовых превращений углеводородной смеси исследуют в лабораторных установках. При этом соблюдают, термодинамическое подобие тем процессам, которые происходят в пласте. Для чего в комплект лабораторной установки включают не менее двух сосудов высокого давления. В первом — камере pVT проводят изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пластового до атмосферного. Так моделируют фазовые превращения в пласте при разработке залежи на истощение.
Соотношение объемов газовой и жидкой фаз измеряют при контактной и дифференциальной конденсации. В первом случае состав газоконденсатной смеси остается постоянным, а давление снижают путем перемещения поршня в камере pVT, т. е. увеличением объема камеры. При дифференциальной конденсации газ выпускают из этой камеры. Процесс имитирует отбор газа из месторождения. Состав пластовой смеси изменяется, а газовая фаза, отобранная из «пласта» (камеры pVT), направляется во второй сосуд высокого давления — сепаратор. В последнем давление и температуру поддерживают на уровне промысловых условий сепарации. Таким способом имитируют процесс промысловой обработки газа.
Соблюдение только термодинамического подобия, т. е. равенства параметров р и t в пласте и сепараторе их значениям в лабораторных условиях, позволяет получать приближенные исходные данные для перспективного планирования добычи и изменения-состава добываемых газа и конденсата. В современных лабораторных исследованиях не соблюдаются условия газогидродинамического подобия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пористой среды на фазовые превращения и отклонение реальных процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепараторе не соблюдается газодинамическое подобие промысловым процессам подготовки газа к транспорту. Эти отличия различных процессов на месторождении от условий лабораторных исследований обусловили использование лабораторных результатов при расчетах разработки в основном по уравнениям материального баланса.
Сопоставление лабораторных и фактических данных по девяти месторождениям Краснодарского края показало, что добыча конденсата по отдельным месторождениям на 30—40 % ниже рассчитанной по лабораторным данным. Несмотря на это, лабораторные исследования являются основным методом прогнозирования фазовых превращений при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений, так как аналитические методы их прогнозирования менее надежны.
Исследование, газоконденсатных смесей проводится на установке (рис. IV. 16), одним из основных узлов которой является камера pVT 3, корпус которой состоит из двух цилиндров: верхнего — газового 2 и нижнего — жидкостного 9. Пространства со стороны штоков цилиндров связаны обводной трубкой 6, уменьшающей осевые усилия на поршни и обеспечивающей синхронное их перемещение при механическом воздействии на поршень 8 жидкостного цилиндра 9. Привод поршня 8 осуществляется от синхронного двигателя через редуктор и безлюфтовую передачу винт — гайка 10.
Объем жидкой фазы определяется по счетчику указателя объема 11. Сельсин-приемник счетчика дистанционно связан с сельсином-датчиком привода и соединен со счетчиком конической передачи, рассчитанной так, что измерение полного объема в кубических сантиметрах проводится в тот момент, когда уровень жидкой фазы находится в середине смотрового стекла.
Отсчет объема газовой фазы производится по счетчику указателя объема 24. Сельсин-датчик счетчика закреплен на валу двигателя, имеющего контактное устройство, которое включает двигатель при перемещении штока поршня 4 газового цилиндра. Сельсин-приемник соединен со счетчиком газа через цилиндрическую передачу, рассчитанную таким образом, что отсчет проводится также в единицах объема (кубических сантиметрах). В газовом цилиндре проба перемешивается электромагнитной мешалкой 5, ось которой является сердечником электромагнита 1.
Р ис. IV.16. Схема установки УФР-2 для исследования газоконденсатных смесей
Раздел фаз исследуемой пробы фиксируется визуально на зеркале, отражающем проходящий через смотровое окно бомбы равновесия луч света от осветителя.
Термостатирование камеры pVT осуществляется электронагревателями 16, 17, 18. Для нагрева этой камеры предназначен нагреватель 17; нагреватель 18 служит для стабилизации температуры в исследуемой пробе; нагреватель 16 предусмотрен для того, чтобы не, выпадал конденсат при отборе пробы через шток цилиндра газовой фазы и не было оттока, с его помощью температура по всему пути движения газа поддерживается равной температуре внутри бомбы или на 1—2 ОС выше.
Температура в бомбе равновесия регулируется потенциометром 12 с помощью трех термопар, расположенных у спиралей нагревателей. Давление в гидросистеме и рабочей камере бомбы создается масляным насосом 33 и гидропрессом 32 с механическим приводом. Ресивер 20 установлен в системе для сглаживания пульсаций при работе масляного насоса.
Вторая функция гидропресса — автоматическое поддержание заданного давления, для этого он снабжен обводной линией 31. При закрытой обводной линии пресс создает давление до 80,0 МПа, при открытой — до 160,0 МПа. Включение гидропресса и режим регулирования проводится поршневым разделителем 25, снабженным электрическим индикатором.
Регулирование ведется по заданному давлению с помощью манометров 26—29. Давление в системе контролируется по манометру 14, а защита от превышения давления — электромагнитным манометром 15.
Для определения выхода конденсата из газа по мере снижения давления при различных режимах сепарации в установке предусмотрен сепаратор, в нижней части которого вмонтировано смотровое окно 7 с осветителем и измерительный плунжер 19 для определения объема выделившегося конденсата. Давление в сепараторе (до 20,0 МПа) регулируется манометром 22, а количество отобранного из системы газа — счетчиком.
Рабочая жидкость подается в систему из напорного бака 30 через гидропресс и масляный насос. Заполнение камеры 3 газом и повышение давления проводится поршневым контейнером 13.
Установка снабжена специальным термостатируемым пикнометром высокого давления 23 для отбора пробы паровой фазы при различных режимах работы. Узлы установки жестко закреплены на стенде таким образом, что на месте эксплуатации установку легко смонтировать в защитной кабине, причем щит с управляющими и показывающими приборами может быть одной из ее стенок. Блок позволяет автоматически управлять установкой в соответствии с технологическими требованиями.