Аналитика



Газ газоконденсатных и нефтяных месторождений

ГЛАВА XII

ГАЗ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

При низких давлениях в неглубоко залегающих пластах природный газ и нефть являются двумя отдельными фазами (рис, XII, 1), По мере увеличения глубины залегания пласта возрастает давление и при контактировании нефти и газа последний растворяется в нефти, а высококипящие компоненты нефти, наобо-

Один основан на рассмотрении фазовой диаграммы пластовой жидкости, содержащей углеводороды. Другой путь — использование газового фактора в качестве критерия для оценки характера пластовой жидкости, содержащей углеводороды.

Рис, XII. 1. Залегание нефти и газа,

/ — поверхность земли:    2    — вода; 3 — газ;

4 — нефть, содержащая растворенный газ; 5 — газ, содержащий растворенные жндкне углеводороды; 6 — однофазная жидкость.

рот, растворяются в газе. В тех пластах, где нефть и газ контактируют между собой, последний залегает непосредственно над нефтью и эта часть пласта называется газовой шапкой (рис. XII. 1, пласт С). Еще более глубокие пласты, имеющие давление выше 280 ат и температуру 95° С и более, содержат однофазный флюид. Такие залежи нельзя определенно характеризовать ни как нефтяной, ни как газовый пласт. В общем случае скважины, эксплуатирующие такие пласты, дают продукцию, находящуюся в пластовых условиях в однофазном состоянии.

Рис, XII, 2. Фазовые диаграммы для жидкого и газообразного содержимого пласта [I, 38].

а —• фазовая диаграмма газообразного содержимого пласта; б —фазовая диаграмма жидкого содержимого пласта.


Температура


Можно идти по двум путям для того, чтобы получить представление о соотношении газа и нефти в пласте.

На рис, XII,2 схематично приведены фазовые диаграммы для пластовых жидкостей. На диаграмме для пластов, содержащих жидкость, показано, что газовая фаза образуется, когда давление в пласте падает по линии АВ или при движении продукции по скважине на поверхность по линии АА', Диаграмма для пластов, содержащих газ высокого давления, в котором находятся в растворенном состоянии жидкие углеводороды, показывает, что конденсат при снижении давления будет образовываться как при постоянной температуре (АВ),

Рис, XII. 3, Усадка нефти в (результате выделения из нее газа [I. 38].

/—манометр: 2—камера со смотровым стеклом.

Давление, кГ/смг . .

133

112,5

56,3

14 06

0

0

Температура. °С Объем жидкой фа

66,7

66,7

66,7

66,7

66.7

15,5

зы, л ........

222,6

216

200.3

184,5

165,5

159

Объем газовой фазы, л Кбличество выделившегося газа прн данном снижении

0

6,4

22,3

38,1

57,1

63.6

давления, л ... . Общее количество выделившегося га

0

2 490

6 740

6 000

5 890

0

за, л . -......

0

2 490

9 230

15 230

21 120

21 120

Рис, XII. 4. Ретроградная конденсация из газовой фазы при снижении давления [I, 38].

1 — манометр: 2 — камера со смотровым стеклом.

Давление, кГ/см2 . .

327

281

232.5

175,7

68,9

Температура, °С . . Объем жидкой фазы,

124 ,4

124.4

124,4

124,4

124,4

см8 ........

Объем газовой фазы.

0

5,1

9,4

10,7

9,4

см3 ........

Отобрано газа на данной ступени снижения его дав

100

04,9

90,6

89,3

S0.6

ления* .......

Общее количество

0

I 770

2 330

3 600

6 900

отобранного газа*

0

I 770

4 100

7 700

14 600

* В см3 прн 15.5° С н атмосферном давлении.


так и при уменьшении температуры (АА'). Нефтяные пласты встречаются в таких залежах, в которых температура ниже критической точки для содержащейся в пласте смеси. При температурах выше критической точки встречается лишь газовая фаза. По мере того как состав смеси становится таким, что ее критическая температура приближается или сравнивается с пластовой температурой, понятия газ и жидкость становятся бессмысленными. При температуре, близкой к критической, как жидкая, так и газовая фазы при уменьшении давления очень быстро изменяются, вступая в двухфазную область. Методы добычи из таких пластов, которые будут обсуждаться ниже, ясно указывают на то, чтобы пластовый флюид находился в однофазном состоянии и не переходил з двухфазную область.

ные данные по различным месторождениям позволили построить график (рис. XII. 5). При значении газового фактора меньше 535 м33 пласты являются нефтяными. Газ, добываемый из таких пластов, выделяется из жидкости. При значении газового фактора больше 1070 м33 флюид в пласте находится в газовой фазе. Жидкая фаза образуется лишь при снижении давления (на поверхности или в пласте).


3000    4000

Газовый фактор,m3Jm3


Отбор пластового образца и определение его фазового поведения являются надежным путем для изучения состояния пластового флюида.

Есть и второй критерий для оценки природы пластового флюида, который заключается в определении газового фактора при разделении жидкости и газа в поверхностном про мысловом сепараторе.

На рис. I. 19 и 1.20 приведены условия сепарации и значения газового фактора для нефтяных и газоконденсатных пластов. На рис. XII. 3 и XII. 4 показано поведение фаз для этих двух пластовых флюидов. Подоб

Рис. XII. 5. Зависимость газового фактора газоконденсатных и нефтяных месторождений от количества жидкости в сепараторе (в м3) на 100 м3 пластовой жидкости fl.38, XII. 44].

/ — газоконденсатные месторождения; 2 — нефтяные месторождения.


По газовому фактору в пределах 535—1070 ж33 нельзя точно судить о состоянии пластового флюида, но можно быть уверенным, что при указанных значениях газового фактора углеводородная смесь при данной температуре пласта находится в состоянии, близком к своей критической температуре [XII. 41].

Так как добыча нефти сопровождается добычей больших количеств газа, то целесообразно рассмотреть свойства пластовых нефтей, содержащих растворенный газ, и проявление этих свойств при различных режимах эксплуатации нефтяной залежи [1.3, 1.12, 1.14, XII. 93]. Свойства конденсатных систем будут рассмотрены при описании сайклинг-процесса, используемого для эксплуатации газоконденсатных пластов.

§ 1. ГЛУБИННЫЕ ПРОБЫ

ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ


Методы измерения количества естественного газа, растворенного в пластовой нефти, были разработаны Линдслеем (Lindsly) [XII. 47, XII. 48] из Горного бюро в Бартлесвилле (Оклахома). Глубинным пробоотборником отбиралась нефть при пластовом давлении, т. е. до того, как из нефти начинал выходить газ. Количество выделившегося газа на 1 м3 остаточной дегазированной нефти рассматривается как растворимость газа в нефти. Количество газа, растворяющегося в нефти, зависит от конкретного состава рассматриваемой системы. Такие измерения растворимости обычно произ- “j. водятся при пластовой температуре, причем дегазиро-вание может быть либо контактным, либо дифферен- \ циальным при постоянном объеме [XII. 42]. Впоследст- g вии, как правило, стали производить анализ глубинных сЗ образцов нефти (примеры приведены в табл. 1.8), Если Ц поступающая на забой скважины нефть не содержит з посторонних газов, то образцы жидкой и газообразной §-фаз, полученные из промысловых сепараторов, можно рекомбинировать в тех же пропорциях, в которых они g были добыты. Рекомбинированная смесь может быть а сжата, например, в бомбе нагнетанием в последнюю Q-ртути и переведена в однофазное состояние. Полученный однофазный рекомбинированный образец можно использовать в лаборатории для проведения экспериментов, подобно тем, которые проводятся на глубинных образцах. На рис. XII 6 приводятся кривые растворимости для различных нефтей при их пластовых температурах [XII. 16, XII. 46, XII. 42].

•ис. XII. 6. Кривые растворимости естественных газов в нефтях.

1 — месторождение Елк Снти (Оклахома), 82.2° С; 2— Кеокак (Оклахома), 54,4° С; 3 — Рнд Снтн, 40° С; 4 — Ледак-3, 66.7° С; 5 — Ист Техас, 63.3° С; 6 — Уест Эдмонт (Оклахома), 62,8° С; 7 — Норс Лнндсей (Оклахома), 87,2° С; 8 — Оклахома Сити, 55.6° С: 9 — Палома (Калифорния), 124,4° С.


По мере того как из раствора выделяется газ, происходит усадка жидкой фазы. На рис. XII. 7 показана усадка жидкой фазы при выделении газа для систем, характеристика которых приведена на рис. XII. 6. Пластовым коэффициентом увеличения объема нефти называется отношение объема жидкости (нефти) в пластовых условиях к объему жидкости, оставшемуся после снижения давления до атмосферного и охлаждения жидкости до температуры 15,5° С. Пластовый коэффициент увеличения объема, умноженный на количество товарной нефти, дает общий объем, который занимала нефть в пласте. По мере увеличения давления в пластах и увеличения количества растворенного в нефти газа жидкая фаза (пластовая нефть) становится более разбавленной. На графике (рис. XII. 8) показано, что легко испаряющаяся нефть пласта Соусуест Бредли представляет собой смесь из 26% товарной нефти (по объему) и 74% растворенного в нефти газа. Из сказанного следует, что любое действие, в результате которого происходит растворение газа в пластовой нефти, будет вызывать соответственно увеличение ее в объеме.

1. РАСЧЕТ РАСТВОРИМОСТИ И УСАДКИ СЫРЫХ НЕФТЕЙ

Так как можно рассчитать плотность жидкостей, содержащих растворенные газы (гл. VI), то можно определить и усадку нефти в зависимости от состава и количества выделившегося из нее газа. Чаще всего состав газа неизвестен, но известен его удельный вес. Кажущиеся плотности газов при 15,5° С и давлении 1,033 ат приведены на рис. XII. II, построенном по данным растворимости [XII. 43]. Влияние давления и температуры на плотность жидкостей иллюстрируется графиками


Вязкость и поверхностное натяжение пластовых нефтей при выделении из них газа возрастают и, наоборот, уменьшаются с увеличением количества газа, растворенного в нефти (рис. XII. 9 и XII. 10). Измерения вязкости равновесных жидких фаз при различных стадиях выделения газа стало уже обычным исследованием пластовых нефтей [XII. 28, XII, 65, XII. 67, IV. 112].

Рис, XII, 9, Вязкость нефтей, содержащих растворенный газ [1.38],


/ — Ист Техас; 37.8° С; 2 — Техас Галф Кост, 73.4° С; 3 — Соусвест Техас, 70° С; 4 — Сан Джокнн, 87.8° С; 5 — Лунзнана, 100° С; 6 —< Норс Линдсей, 87.2° С; 7 — Норс Линдсей (га-зовая зона),

Рис, XII. 7. Усадка пластовой нефти -при выделении из нее газа,

/ — месторождение Элк Снтн (Оклахома), 82.2° С:

2 — Кеокак (Оклахома), 54.4° С: 3 — Уест Эдмонт (Оклахома). 62.8° С:    4 Ледак D -2, 65° С: 5 —

Рид Сити; 6—Норс Линдсей (Оклахома),

87.2° С: 7 — Палома (Калифорния):    124,4° С; 8 —

Оклахома Снтн. 55.6° С.

п п    ГлуИа-ДаВле- Газовый

икрдг исага    на,м ние.ат фактоамЧм3

Растворенный Нефть газ

О То То 80 100 Количество нефти на 100м3 Пластовой жидкостям3

Абсолютное даёление% ат

Рис. XII. 10. Поверхностное натяжение нефтей, содержащих растворенный газ [I. 381.

/ — иранская нефть. 40.6° С: 2 — Западный Техас. 46.1° С- 3-метан-нроиановая смесь прн t - 37.8° С. 51.7° С. 65.6° С я 79,4° С; 4 — расчетные данные для смеси нриродный газ г-нефть при 48.9° С, | 030

||t^

Удельный Sec газа no Воздуху

Рис. XI. 11. Кажущаяся плотность природного газа, растворенного в нефти [XII. 43].

0,4    0,5    0,5    07    0,8    0,9    1,0

Плотность при t=15,5 °С и атмосферном давлении, г/ом3

Рис. XII. 12. Изменение плотности нефтей в зависимости от изменения давления [I. 19].

(рис. XII. 12 и XII. 13). Грубо приближенные данные об усадке, растворимости газа и кажущейся плотности растворенного газа даны на графиках (рис. XII. 14, XII. 15 и XII. 16).

Пример

Нефть в пластовых условиях (абсолютное давление

130,5 ат. и 42°С) насыщена газом. При разгазировании из нефти выделилось 118,5 м3 газа удельного веса 1,032 на 1 м3 нефти, имеющей при 15,5°С плотность 0,8645 г/см3. Рассчитать коэффициент увеличения объема для нефти в пластовых условиях.

U/*    0,5    0,6    07    0,8    0,9    1.0

o cj 5


Плотность при t =15,5° и данном давлении

Рис. XII. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от изменения температуры [I. 19].

Рис. XII. 14. Растворимость газа в зависимости от давления насыщения и плотности дегазированной нефти [XII. 43].

12


и


Со

«J

•са


0,9


а:

03

45


0,8


0,7


0.6


0,325 1 :


32,5%.


1,325


0,00091


\0,83


Г


Ю


1 м3


0,325 м3 422


Растворимость газа, м33дегазированной нефти

Рис. XII. 15. Удельный вес газа в зависимости от его растворимости и плотности нефти [XII. 43].

Решение

Из графика (рис. XII. 11) кажущаяся плотность растворенного газа равна 0,485 г/см3 = 0,485 кг/л = — 485 кг/м3. Молекулярный вес воздуха равен 29,0. Объем 1 кг-моль при 15,5°С равняется 23,66 м3/кг-моль

118.5    x 29,0 x 1,032

-23~66-= 149.5 кг растворенного газа в

1 м3 нефти.

149.5

^gg- = 0,309 м3 при растворении газа в нефти.

, 0,309 м3 растворенного газа ’'1,00 м3 дегазированной остаточной нефти

1,309 м3 нефти с растворенным в ней газом, при 15,5°С и 1 ат.

, 149,5 кг растворенного газа 864,5 кг нефти

1014,0 кг нефти с растворенным в ней газом. Плотность нефти с растворенным в ней газом при 1014,0

15,5Р С и 1 am pgQcf = 0,776 г/см3= 776 кг/м3.

Из графика (рис. XII. 12) находим увеличение плотности при абсолютном давлении 130,5 ат и / = 15,5° С: 0,776 + 0,0085 = 0,7845 г/см3 = 784,5 кг/м3.

Из графика (рис. XII. 13) находим уменьшение плотности при t = 42° и абсолютном давлении 130,5 ат: 0,7845 — 0,0185 = 0,766 г/см3 = 766 кг/м3.

1014,0

удд— = 1,325 м3 при 42° С и р = 130,5 ат на ! ж3 дегазированной остаточной нефти. Следовательно, в пластовых условиях нефть и газ находятся в пропорции


г»

ч

fb

с>

«о

о

С:

о

сз

ч ч

- "

'‘ *4.

4 Ч ч

'-Ч Ч''

>» ч

--

-Ws

к-

'- Л855 •"-^5

—— --

~-ЛЭ!0~ -- gSj? o.sti'

----.'I'

50    100    150    200    250


товарной нефти растворенного в нефти газз.


Стендингом (Standing) построены диаграммы, отражающие взаимосвязь между давлением насыщения, а также коэффициентом увеличения объема и газовым фактором, удельным весом газа, плотностью нефти и температурой (рис. XII. 17 и XII. 18) [XII.84, I. 19]. Для этих диаграмм принято, что газовый фактор в м33 товарной нефти тождественен количеству газа, растворенному в нефти при ее насыщении.

Борден и Рзаса (Borden and Rsasa) [XII. 8] дали зависимость между давлением насыщения, растворимостью и пластовыми объемами (рис. XII. 19 и XII.20).

Пример [I. 19]

Продукция скважины состоит из нефти и газа, причем на каждый м3 товарной нефти добывается 94,3 м3газа. Удельный вес газа 0,726. Плотность нефти 0,891 г/см3. Температура пласта 103,3° С. Определить, пользуясь диаграммами Стендинга (рис. XII. 17 и (XII. 18), давление насыщения нефти и объемный пластовый фактор.

Решение

Чтобы воспользоваться рис. XII. 18, найдем значение параметра по абсциссе:


Экспериментально определенная усадка для этой же нефти оказалась равной 34,9%. Ошибка в расчете= (34,9 - 32,5)100    240    „

~~    32,5    32,5“    7'40/о-

Расчетный пластовый коэффициент увеличения объема равен 1,325. Экспериментально определенный пластовый коэффициент увеличения объема равен 1,349. Ошибка составляет

(1,349 — 1,325)100    2,4


О 10    20    30    40    50    БО    10

Усадка,% от объема дегазированной нефти с попрадной на температуру

Рис. XII. 1G. Усадка нефти в зависимости от растворимости газа в нефтях [XII. 43].


Расчетная усадка


(»+§')


1,325



г/

г//

А

V

/ЛЙй

*

/

v

LflfV

/

ol

ло * t

/

/

*

а я

/

/

/

-i-

h

/

Ч

а и 1г

ица. ipede

ош

пах

иб

5°/

ни

О

i

f

/

о

t

г

/

/

/

t

/

1

/

/

/


tf

1,5

1,4

1,3

12


С; В-oq О)

сз*

с> э 5:

с о °0 3§ ? ° ^ °° ^Сз о>

гО ^ ГгГ

¦.5

о :j

ч> 5

о о

1


Рис. XII. 17. Определение пластового объема жидкости при давлении насыщения в зависимости от газового фактора, удельного веса растворенного в нефти газа, удельного веса товарной нефти и температуры [XII. 84].


1,10

1,08

1,06

1,05

1,04

1,03

1,02


•з;


Щ


100    200    300    400    600 1000    2000

5,62Г{ %-)°'5+1.25(32 +9.5 Т)


WOO 6000 10,000


1000


94,3    \083    v

0,178 X 0,726/


,0,00091


32


103,3


10


100>0125    141,5    -0,891    X    131,5    :


0,891


>0,198


10


= 213.


= 236


,0,242


10


По рис. XII. 18 находим абсолютное давление насыщения, которое равно 267,5 ат. Далее определим значение параметра по абсциссе для графика рис. XII. 17.


\ 0,5


5,62 ¦ Г j

5.62 х 94,3 (g)“''+ 1.» X

х (з2 + g- 103,3 J =


+ 1,25 (32 + g f


40 5060 80 100    200    300    400

,    \0,8Э    0,00091    (32 + §т)

Ущ)


= 525 X 0,897 + 272,5 = 747.

По рис. XII. 17 находим пластовый объемный фактор, равный 1,32.


Рис. XII. 18. Определение давления насыщения по газовому фактору, удельному весу растворяющегося в нефти газа, удельному весу нефти и температуре [XII. 84].


Пример. Нефть А. Газовый фактор Г = 93,5 м 33 , удельный вест=®0,79 плотность нефти 0,89 г/см3, температура пласта Т 103,3° С. Давление насыщения, определенное по данной диаграмме, равно 229,5 ат.

Л)

У # А

РЖ


Рис. XII. 20. Диаграмма для определения коэффициента увеличения объема пластовых нефтей.

Пример. Нефть А. Газовый фактор Г — 93,5 мг3, удельный вес 7 •*= 0,79. плотность нефти 0|89 г1см$; температура пласта Т * 103,3° С. Пластовый коэффициент увеличения объема определенный по диаграмме, равен 1,306.



§ 2. РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Существуют следующие режимы эксплуатации пласта: 1) водонапорный режим; 2) режим растворенного газа; 3) режим газовой шапки; 4) режим гравитационного дренирования [XII. 14, XII. 15]. В отдельных пластах встречаются различные комбинации этих режимов. Нефть перемещается по пласту к забоям продуктивных скважин за счет напора вытесняющей воды, расширения газа, как выделяющегося из нефти, так и находящегося в пласте в свободном состоянии, или за счет проявления сил гравитации, которые заставляют нефть стекать вниз по пласту. На рис. XII. 21 схематически показана эксплуатация пласта при различных режимах, а на рис. XI. 25 показано изменение давления в пласте в зависимости от отбора газа.

так быстро, что давление в пласте в результате отбора нефти будет снижаться очень слабо. Такое положение наблюдается при эксплуатации нефтяных залежей в канзасских известняках Арбакл. На нефтяном месторождении Ист Техас за счет ограничения отбора воды и нефти, а также возвращения добытой воды в пласт длительное время поддерживается давление порядка 70 ат (начальное давление 112,5 ат) [XII. 56]. На рис.

XI.34а показан примерный характер изменения пластового давления при водонапорном режиме и при отсутствии активной воды.

Добыча попутного газа (газа, добываемого вместе с нефтью) во время эксплуатации пласта при водонапорном режиме будет прямо пропорциональна отбору

*i * г

Рис. XII. 22. Структурная карта по кровле доломита Роджерс Сити месторождения Колд-ватер [XII. 22].

1 — сухне скважины; 2 — заброшенные скважины; 3 — скважины для сброса соленой воды; 4 — заброшенные скважнны для сброса соленой воды.


Рис. XII. 21. Типы режимов нефтяных пластов. а — водонапорный; 6 — режим растворенного газа; в — газоводонапорный; г — режим растворенного газа с проявлением гравитационных снл.

1 — скважины; 2 — нефть; 3 — водонефтяной контакт; 4 — водонефтяной контакт, по существу постоянный, 5 — вторжение воды; 6 — газовая шапка.


Вторичные методы добычи иефти включают такие мероприятия, как нагнетание в пласт воды [XII. 58, XII. 101], нагнетание в пласт газа [XII. 7] и их комбинацию. Большую роль при определении режима пласта имеет начальное распределение в пласте нефти, газа и воды [XII. 61].

Пласты, эксплуатируемые при водонапорном режиме, представляют собой осадочные отложения, содержащие воду. Вода, взаимодействующая с нефтяной залежью, при снижении давления в залежи расширяется и вторгается в нефтенасыщенную зону. Течение воды при этом имеет неустановившийся характер. Так как вода вторгается в нефтяную часть за счет расширения ее в водоносной области, то по мере удаления от нефтенасыщенной части, где происходит снижение давления, количество ее, фильтрующееся по пласту, будет уменьшаться. Вода может поступать в нефтенасыщенную зону пласта нефти. Если давление в пласте не снижается, то газ из нефти в самом пласте не выделяется. В этом случае вместе с нефтью добывается только газ, растворенный в нефти. Во время эксплуатации пластов при водонапорном режиме обычно сначала обводняются скважины, расположенные на крыльях структуры. Постепенно после обводнения эти скважины начинают давать так мало иефти, что не окупают затрат по их эксплуатации и почти сразу же после обводнения закрываются. Крисс и Мак Кормик (Criss and Me Cormick) [XII. 22] описывают разработку нефтяного месторождения Колд-ватер (Cold-water), работающею при водонапорном режиме. На рис. XII. 22 приведена структурная карта этого месторождения, а на рис. XII. 23 и XII. 24 показано положение водонефтяного контакта в процессе эксплуатации пласта (на две даты). Динамика добычи дается на рис. XII. 25. К концу 1952 i. из пласта было добыто

2,02 млн. м3 нефти и 69 скважин (из 81 первоначально

о- I    А А 3



у 2    ?    4

Рис. XII. 23. Линии равной обводненности (через 20%) продуктивных скважин на месторождения Колд-ватер на январь 1947 г.

/ — сухне скважины; 2 — заброшенные скважины;

3 — скважины для сброса соленой воды; 4— заброшенные скважнны для сброса соленой воды.

я 2    * Ч

Рис. XII. 24. Линии равной обводненности (через 20%) продуктивных скважин на месторождении Колд-ватер на январь 1953 г. [XII.22].

Обозначения те же. что н на рнс. XII. 23.

ЗБ00


80


2400S’


70

и!

со

ас

50 °

«I

з

30 §

20 §. C;


5:

100

2000000

?

в- 800

зс

Е

к =*>

1800000

X

a

э-

Б00

со ? - й?

1200000

¦о

VC5

О

ГО

400

Ь в-‘ *

800000

ос

еэ

г

200

a

э-

- о 'Cl

400000

¦i.

г

0

о

0


1Б00

Cj

1200'S,

a

BOO


a c; cj

0 ^


10


105f

Qj ?

<U 3

с*.*

Cj «ъ Сэ CJ

E <ъ S> c>

I * 95 ^ a

I

2

п(

/

-

{

зЧ.

8_

•ОГ

1

/

т

чГ1

1

6 п

'S

1

т—

1

J

т/"

/J

ч6

1

1

1

1

5

Г

1

-«С

f

Г

3

3200

2800

2000

400

0

1944    1945

1946

194 7 1948    1949    1950

1352    1953


1351


г оды

Рис. XII. 25. Динамика разработки пласта Роджерс Сити —Данди месторождения Колд-ватер [XII. 22].

/_ суточная добыча нефгн; 2— среднее забойное давление (845 м)\ 3 — суточная добыча воды; 4 — число продуктивных скважин; 5 — суммарная добыча нефти:    6 — изменение максимально допустимого дебита.

вступивших в эксплуатацию) давали ежесуточно 573 м3 нефти и 3350 м3 воды. Пластовое давление по сравнению с первоначальным, равным 102 ат, упало лишь на

5.3    ат. Так как давление насыщения равняется 83,75 ат, газ из нефти в пласте не выделялся и на единицу добытой нефти добывалось всегда одно и то же количество газа. Вода, добываемая вместе с нефтью, закачивается обратно в пласты, но не в пласты Роджер Сити (Rogers City), а в пласты Данди (Dundee). Часто вода нагнетается в нижнюю часть этого же пласта в нефтяную зону с целью поддержания пластового давления.

Месторождение Колдватер (Coldwater) является типичным месторождением, разрабатываемом при чистом водонапорном режиме. Добыча газа на 1 м3 добытой нефти согласно данным о растворимости составляет

91.3    м3. Чтобы определить запасы газа на месторождении, достаточно знать промышленные запасы нефти. Запасы нефти в пласте определяют, исходя из общего объема порового пространства, подсчитанного по данным о продуктивной площади пласта, его мощности, пористости и содержании связанной воды. Нефтеотдача пласта может колебаться от 20 до 80% начального содержания нефти в пласте в зависимости от характера пор, отношения вязкостей нефти и воды и от структуры ГХП.20 XII. 49, XII. 96, XII. 98].

Для пластов, которые эксплуатируются лишь частично при водонапорном режиме, падение давления в пласте зависит от темпа отбора жидкости и может заранее рассчитываться по формулам неустановившегося движения жидкости в водоносной области пласта [XII. 6 XII. 55].

Пласты, эксплуатирующиеся при режиме растворенного газа, имеют постоянный объем порового пространства. Нефть проталкивается к забоям скважин газом, выделившимся из нефти при снижении давления. В начальный момент газовая шапка в таких пластах может отсутствовать и образоваться в процессе эксплуатации залежи. Главным препятствием к достижению высокой нефтеотдачи в таких пластах является высокое значение относительной проницаемости породы для газа. Как только насыщенность породы жидкостью снижается до 70—80%, газ обходит нефть, содержащуюся в порах, и прорывается к скважинам. При эксплуатации пластов, насыщенных нефтью, содержащей в растворенном состоянии 125 ж33 газа, газовый фактор в добываемой продукции может достигать 625 ж33. По существу это означает, что в 4 ж3 нефти из 5 ж3 остается в пласте. Газ, содержащийся в этих 4 ж3 нефти и выделившийся из нее, обеспечил продвижение к забою продуктивной скважины 1 ж3 нефти. Однако следует заметить, что к концу эксплуатации месторождения весь газ, растворенный в нефти, добывается полностью. Поэтому с точки зрения запасов газа в нефтяном месторождении представляет интерес начальное содержание нефти, а не возможная или ожидаемая добыча.

В пластах, эксплуатируемых при газонапорком режиме, в различной степени может иметь место гравитационное разделение нефти и газа, что должно соответствующим образом учитываться. Кроме того, в процессе эксплуатации в пласт может войти некоторое количество воды. В результате начальный объем пор пласта уменьшится.

Для подсчета начальных запасов нефти и газа, содержащихся в пластах с постоянным объемом пор, были разработаны методы, использующие данные растворимости и усадки нефти. Колмен, Вилд и Мур (Coleman, Wilde and Moore) [XII. 13] в 1930 г. опубликовали статью «Количественное влияние газового фактора на падение среднего пластового давления». В 1936 г. появились статьи Шилчаса (Schilthnis) [XII. 79] и Катца (Katz) [XII. 40], в которых предлагались методы подсчета запасов нефти в пласте, эксплуатируемом при газонапорном режиме. Шилчас свел расчет к решению уравнения, теперь называемого уравнением материального баланса.' Катц дал табличный метод расчета для наглядной иллюстрации механизма добычи нефти. Уравнение материального баланса показало преимущество применения математических расчетов для оценки состояния пласта По методике материального баланса, предложенной Катцем [XII. 40, XII. 40], исходят из положения, что начальное количество нефти в пласте равно количеству нефти, добытой на данную дату, плюс нефть, оставшаяся в пласте. Газ, выделившийся из этой (оставшейся в пласте) нефти, был добыт, вследствие чего в процессе эксплуатации пласта увеличился газовый фактор по сравнению с газовым фактором, который следовало ожидать, исходя из количества газа, растворенного в нефти Кроме того, надо учитывать некоторое количество неф-

Рис. XII. 26. Распределение начального содержимого пласта [XII. 40].

1 — пространство, первоначально занимаемое добытой нефтью, содержащей растворенный газ; 2 — пространство, первоначально занимаемое избытком газа в жидком состоянии;

3 — растворенный газ; 4 — нефть, из которой выделился избыток газа при снижении давления; 5 — пространство, первоначально занимаемое газом, находящимся в жидком состоянии; 6 — растворенный газ; 7 — нефть, из которой газ перешел в газовую фазу;

8 и 9 — пространства.

ги, оставшейся в пласте, газ из которой выделился и остался в пласте в свободном состоянии, поддерживая пластовое давление. Для расчета требуются следующие данные; 1) начальное пластовое давление или давление насыщения пластовой нефти; 2) температура пласта;

3) количество отобранной из пласта нефти; 4) количество добытого из пласта газа; 5) пластовое давление в конце добычи нефти и газа; 6) данные о растворимости газа в нефти и об усадке нефти; 7) газовый фактор насыщенной нефти в условиях сепарации; 8) сведения о наличии газовой шапки; 9) добыча воды из пласта или вторжение воды в пласт.

На диаграмме (рис. XII. 26) иллюстрируется распределение в пласте нефти и газа при отсутствии добычи воды или ее вторжение в залежь.

В процессе эксплуатации из пласта добываются нефть и газ. Поровое пространство, первоначально занятое добытой нефтью с растворенным в ней газом (пространство 1), может быть определено по данным о добыче нефти, объемном пластовом факторе или усадке нефти. Газ, который был добыт сверх того газа, который выделился из добытой нефти, выделился из нефти, еще находящейся в пласте. Зная пластовое давление в любой момент разработки месторождения и имея кривые растворимости, можно определить содержание газа в каждом кубометре нефти в пласте. Избыток газа и величина усадки нефти на единицу объема выделившегося газа позволяют подсчитать пространство в пласте (пространство 2), которое высвободилось, когда

Расчет начального содержания нефти залежи Вилкокс (Оклахома Сити)

Расчеты сделаны по данным пласта на указанные даты

п/п

Годы

Наименование

1/1 1933

1/1 1934

1/1 1935 1

1/1 1936

1/1 193/

1/1 1938

1/1 1939

1

11098,2

18 921

26 394

33 708

40 545

47 859

52 947

2

Добыто газа, млн. м3.........

5009,1

10697,4

15 565

17 829

198 383

21253,3

22 074

3

Абсолютное забойное давление, ат . . .

115,29

62,92

30,23

14,27

7,80

4,08

2,45

4

Газ, растворенный в нефти при забойном давлении, м33...........

86,69

54,8

35,24

23,50

16,73

10,23

5,70

5

Газ, выделившийся к моменту снижения давления от начального до забойного, м33................

44,14

76,03

95,59

107,33

114,10

120,60

125,13

6

Усадка нефти при снижении давления от забойного до атмосферного, % . .

26,0

18,9

14,2

11,3

9,4

7,7

6,2

7

Усадка нефти при снижении давления от начального до забойного, % ...

10,1

17,2

21,9

24,8

26,7

28,4

29,9

8

Газ, который был растворен в добытой нефти, млн. м3...........

1451,79

2476,25

3452,6

4414,8

5320,4

6282,6

6933,5

9

Коэффициент сжимаемости пластового газа, млн. м3............

0,82

0,885

0,926

0,955

0,97

0,985

0,99

10

Газ из начальной газовой шапки, млн. м3...............

113,2

200,93

249,04

271,68

280,17

285,83

288,66

11

Избыточная добыча газа, млн. м3 . . .

3444,11

8020,22

11863,36

13142,52

14237,73

14684,87

14851,84

12

Объем одного н-м3 газа в пластовых условиях, м3............

0,0083

0,0165

0,0359

0,0785

0,146

0,283

0,475

13

Объем добытой нефти и растворенного газа, тыс. м3............

15083,9

25 753

35 941

45 846

59 185

65 090

71 882

14

Первоначальный объем избыточного газа в жидком состоянии, м3 ст. м3 . . .

0,00228

0,00226

0,00229

0,00231

0,00234

0,00235

0,00238

15

Первоначальный объем избыточного газа, тыс. м3..............

7839,1

18 112

27196,3

30337,6

33337,4

34497,7

35346,7

16

Объем в пласте, занимаемый общим количеством добытой нефти и газа, тыс. м3...............

22 923

43 865

63137,3

76183,6

88522,4

99587,7

107228,7

17

а = 16/12, млн. л®..........

2762,08

2660,2

1757,43

970,69

605,62

350,92

2264

18

1/6 = 14/12..............

0,275

0,137

0,064

0,029

0,016

0,008

0,005

19

а/( 1'—1/Ь) = газ в газовой шапке, млн. м3...............

3820,5

3084,7

1867,8

1001,82

614,11

353,75

226,4

20

Количество нефти, газ которой образовал газовую шапку, тыс. м3.....

86 496

40 545

19 557

9 381

5 406

2 762

1749

21

Количество нефти, газ из которой дал превышение газа над газом из добытой нефти и газовой шапки, тыс. м3 .

77 910

105 576

124 179

122 430

124 815

121 794

118 773

22

Общие начальные запасы нефти, тыс. м3

175 536

165 042

17 013

165 519

170 766

172 515

173 469

23

Объем начальных запасов нефти (с растворенным в ней газом) в пластовых условиях, тыс. м3..........

238 977

224 349

231 663

225 621

j 232 458

235 002

236 433

Растворимость при 188,84 ат (абс) равна 130,8 м*/м$‘, усадка 36,1%;

пластовая температура 55,6®<2; среднее значение запасов товарной нефти 17 050 тыз. м3‘, запасы нефти в пластовых условиях 23 240 тыс. м3 (II. 40).



Дифференциальное разгазирование несрти при 55,6°С



газ выделился из нефти. Количество нефти (5 и 4), которое требуется, чтобы обеспечить выделение этого объема газа, определяется по количеству избыточного газа и газа, выделившегося на 1 м3 нефти в процессе падения пластового давления.

Пространства / и 2 заполнены газом за счет его выделения из нефти еще в пласте. Пространство 5 высвободилось в тот момент, когда газ из нефти выделялся, переходя в пространства / и 2. Пространство 8 освобождается в тот момент, когда пространство 5 заполняется газом, ранее растворимым в нефти. Пространство 9 освобождается, когда заполняется газом пространство 8, и т. д. Чтобы определить пространство, занимаемое газовой шапкой, не прибегая к методу последовательных приближений, предлагается решение в виде сходящегося ряда. Пространства б и 7, содержащие нефть и растворенный в ней газ, являются источником свободного газа. Общее количество содержащейся пер воначально в пласте нефти, выражающееся в и3 товарной нефти, равно количеству добытой нефти, количеству нефти, занимающей пространство 4 и служащей источником так называемого избыточного газа, и нефти, занимающей пространство 7, из которой выделившийся газ остался в пласте.

Пример оценки запасов по этой методике иллюстрируется табл. XII. I [XII. 40]. Было подсчитано, что пласт имел начальную газовую шапку, содержащую 2920 млн. м3 газа (приведенного к 15,5° С и 1 абс. ат). Газ, добытый из газовой шапки при рассматриваемом снижении давления, учитывается отдельно. Это позво ляет оценить количество газа, выделившееся из нефтенасыщенной части пласта. Данные о растворимости и усадке были взяты из рис. XII. 27. В табл. XII.I приведены результаты расчета начального содержания нефти и газа, принимая объем пласта постоянным на каждый год последовательно для 7 лет.


50    100    150

Абсолютнее, давление, ат

Ри-с. XII. 27. Растворимость и усадка нефти месторождения Оклахома Сити [II. 40].

/ — усадка; 2 — растворимость.

Первые 7 пунктов таблицы представляют собой исходные либо обычно известные данные. Пункт 8 — произведение добычи нефти на количество газа, выделяющегося из м3 нефти при дифференциальном дегазировании при 55,5° С или при контактном дегазировании в сепараторе (130 м33). Пункт 9 содержит данные о коэффициенте сжимаемости, взятые из рис. XII. 28, выража-


0    50    W0    150    200

Абсолютное давление.ат

Рис. XII. 28. Коэффициент сжимаемости пластового газа месторождения Оклахома Сити при температуре 56° С [11.40].

ющего значения коэффициента сжимаемости в зависимости от состава газа для данного пластового давления. Пункт 10 показывает количество газа, отобранное из газовой шапки при снижении пластового давления до значения, указанного в пункте 3. Пункт 11 представляет собой значения пункта 2 минус сумму значений пунктов 8 и 10. Цифры 13 пункта получаются умножением значения пункта 1 на 5,61 и 1,361. Пункт 14 представляет собой значения пункта 7, деленные на значения пункта 5. В пункте 15 приводится произведение цифр в пункте 11 на цифры пункта 14. Значения в пункте 16 Являются суммой пунктов 13 и 15. Расчет количества газа, находящегося в газовой фазе или во вновь образовавшейся газовой шапке, где выделившийся из нефти газ занимает большее пространство, производится с использованием сходящихся рядов. Результаты приводятся в пункте 19. Значения а и b в выражении для газа газовой шапки (/, 2, 5, 8, 9 и т. д. см. рис. XII.26) приводятся в пунктах 17 и 18. В пункте 20 даны значения пункта 19, деленные на значения пункта 5. Значения пункта 21 представляют собой значение пункта 11, деленное на значение пункта 5. Рассчитанное начальное количество остаточной нефти равно 171 млн. м3.

Начальные запасы газа составляют 171 млн. м3 X X 130 м33 или 22 300 млн. м3 4- 283 млн. м3 в начальной газовой шапке. Итого запасы газа равны 22 583 млн. ст. м3. К 1939 г. из пласта Оклахома Сити Вилкокс было добыто 22 100 млн. м3 газа и давление упало почти до атмосферного. На 1/1 1957 г. из пласта было добыто 89,7 млн. м3 нефти, или 52,4% начальных запасов, и суммарный отбор нефти по пласту еще составлял 1032 м3/сутки.

Если вместе с нефтью и газом добывается некоторое количество воды или установлено вторжение воды в продуктивную часть пласта, то в приведенную выше методику расчета следует внести соответствующие коррективы.

Уравнение материального баланса может быть выведено на основе баланса газа, как это сделано рядом авторов [XII. 73, XII. 79, XII. 92, I. 3, I. 14].

Обозначения в уравнении материального баланса:

N — начальное содержание в пласте товарной нефти в м3\

hN — суммарная добыча товарной нефти из пласта (на данный момент времени) в м3\ g — первоначальное содержание в пласте газа в газовой фазе;

Г — газовый фактор в м33',

Гн—газовый фактор насыщенной пластовой нефти в м33;

S0 — растворимость газа при начальном давлении в М33',



Добыто нефти AN, тыс. м3...........

Добыто газа ГАN, млн. м3...........

Газовый фактор Г, м33............

Абсолютное пластовое давление р, ат......

Пластовый объемный фактор В.........

Растворимость газа S, м33..........

Коэффициент сжимаемости газа г........

Объем, занимаемый в пласте 1 м3 газа, V, м33 Газ в начальной газовой шапке g, млн. м3 . . . Г — S, м33    .................

V    (Г — S), м33 ................

B + V (Г—S), м33.............

AN[B + У(Г — S)J, млн. м3 ..........

V    — V0, м33.................

g(V — V0), тыс. м3...............

AN[B + V(r—S)]—g(V — V„), тыс. м3.....

S0—S, м33.................

V(50S), м33................

B + V(S0—S) — B0, м33...........

ANlB + Vjr-S^-giV-V,)

\B + V(S0—S) — B]    ТЬ1С-    м    •    •    •

Начальное содержание газа, млн. м3......

Годы

1Д 1933

1/1 1937

условия

11098,2

40 544

5009,1

19838,3

452,12

489,5

130,83

115,3

7,80

188,83

1,26

1,094

1,361

86,686

16,732

130,83

0,82

0,97

0,802

0,0083

0,146

0,00498

2914,9

365,434

472,768

3,030

68,98

4,29

70,06

47,60

2838,49

0,00332

0,141

9678,6

41 035

46638,4

2 797 455

—.

44,144

114,098

0,367

16,661

0,265

16,394

175 695

170 289

24451,2

22328,7

V — объем, занимаемый в пласте 1 ст. м3 газа, в м3/ст. м3(индекс 0 обозначает, что объем относится к начальным условиям);

В — пластовый объемный фактор пластовой нефти в м3 в пласте/л3 товарной нефти (индекс 0 обозначает, что объемный фактор относится к начальным условиям);

m — отношение объема пор, занятого начальной газовой шапкой, к начальному объему пор, занятому нефтью;

ш — суммарная добыча воды в м3\

W — суммарное количество воды, вторгшееся в пласт, в м3.

Начальные запасы газа — добытое количество газа + газ, находящийся в растворенном состоянии, + газ в газовой фазе (выделившийся из нефти):

N =


Или, решая относительно N, как и в предыдущем случае, получим

AN [В+V(r-S)]-g(V- VQ) + w-W

N =

B+V(S$-S)~-BQ

(XII. F)

Ьсли известно отношение объема пласта, занятого газовой шапкой, к объему, занятому нефтью, причем

_ объем газовой шапки • объем нефти то уравнение напишется в виде

AN{B+V(r — S) + w— W

B + V(S0-S)-B0 + mB0(V-V0)/V0 • <XIL 6)

NS0 = Г AN + (N— AN)S +

NB0 — (N— A N)B _


(XII. 1)

Умножая уравнение иа V и сделав перегруппировку членов, получим

N[B + V(S0 - S] - В0] = ДN[B + У(Г - S)], (XII.2)

B + V(r — S)

(XII. 3)


N = AN

B+V(S0-S)-B0

Это уравнение выведено в предположении, что объем пласта в процессе его эксплуатации остается неизменным, т. е. вторжение или добыча воды отсутствует. Начальной газовой шапки нет. Если учесть вторжение (добычу) воды и наличие газовой шапки перед началом эксплуатации пласта, то уравнение примет вид:

NS0 + g = Г AN + (N — AN)S + NB0 — (N —A N)B +gV0 + w—W

(XII. 4)

В табл. XII.2 приводятся результаты поэтапного решения уравнения (XII. 3) по исходным данным, приведенным в табл. XII. 1, иа 1/1 1933 г. и на I/I 1937 г. Окончательный ответ получился такой же, что и ответ в табл. XII. I.

Выкладки при решении, по-видимому, были теми же самыми. Пирсон (Pirson) [XII. 73] показал, что подсчет запасов методом материального баланса (табл. XII. 1) эквивалентен решению уравнения (XII. 3), результаты которого приведены в табл. XII. 2. Методика, иллюстрируемая табл. XII. I, дает некоторый смысл физическому явлению, имеющему место в пласте, и может рекомендоваться для иллюстрации поведения пласта. Уравнение имеет то преимущество, что оно в процессе расчета может комбинироваться с другими уравнениями. Материальный баланс газа дает простейшее уравнение по сравнению с уравнением, выражающим материальный баланс для нефти и приведенным в табл. XII. I.

Обе рассмотренные методики допускают, что нефть и газ являются отдельными независимыми определенными веществами, хотя в зависимости от метода сепарации количество газа, выделяющегося из нефти, может несколько измениться. Количество газа, выделившееся при дифференциальном дегазировании пластовой нефти при пластовой температуре, может отличаться от количества газа в нефти, соответствующего газовому фактору, при контактной сепарации на устье скважины. Следовательно, растворимость So может не равняться газовому фактору Го и при расчете по данным методикам могут использоваться различные значения.

Начальное пластовое давление может быть много больше давления насыщения. В этом случае за момент времени, равный нулю, принимаются условия, при которых достигается давление насыщения. Подсчеты нефти в пласте до момента снижения давления до давления насыщения могут производиться по данным сжимаемости пластовых жидкостей [XII. 31, XII. 33]. Обычно пластовая нефть довольно однородна. Но имеются случаи изменения свойств пластовой нефти по пласту, когда последний имеет большую протяженность или крутое падение.

Вудс и Маскет (Woods and Maskat) [XII. 93] представили анализ метода расчетов материального баланса для случая, когда вода входит в пласт при неустановившемся характере течения. Количество вторгшейся воды может быть оценено по формулам неустановившегося течения, которые решаются совместно с уравнением материального баланса, для получения наиболее точного определения начальных запасов нефти в пласте.

Типичная история эксплуатации месторождения при режиме растворенного газа, разрабатываемого методом истощения, связана с постепенным ростом газового фактора в течение некоторого периода. Затем следует быстрое увеличение газового фактора, так как в пласте накапливается достаточно большое количество газа и относительная проницаемость для газа достигает высокого значения. Используя кривые относительных проницаемостей и расчеты по методу материального баланса, можно предсказывать динамику эксплуатации месторождения на будущее. Простые расчеты, проведенные для малых приращений добычи, покажут, как по мере увеличения в пласте свободного газа увеличивается величина газового фактора. В таких расчетах пренебрега-ется влиянием гравитационного разделения нефти и газа.


е 100

О QJ

? 80 «О

сэ

ВО

¦ё

о 6

ё ьо §

§ 30 е

5 с;

° О

^ О 5    10    15    20    25    30'

Суммарная добыча товарной нефти, % от начальных запасов товарной нефти д пласте

Рис. XII. 29. Изменение давления и газового фактора в процессе эксплуатации месторождения Розенвальд [XII. 82].

Смит и Гендерсон (Smith and Heuderson) приводят данные о поведении пласта, эксплуатируемого на режиме растворенного газа [XII. 82.] На рис. XII. 29 и XII. 30 иллюстрируется изменение давления, газового фактора и добычи нефти со временем. Около 20% из общего количества 4,15 млн. м3 товарной нефти было добыто в тот период, когда большинство скважин на месторождении было на грани закрытия (7,5 м3/сутки из 18 скважин) и на месторождении готовились к централизованной закачке воды.

Г оды

Рис. XII. 30. Изменение суточной добычи нефти при эксплуатации месторождения Розенвальд [XII. 82].

Рис. XII. 31. Отношение относительных проницаемостей для газа и нефти, характерных для месторождения Розенвальд [XII. 82].

/ — рассчитано по промысловым данным; 2 — по лабораторным исследованиям; зпринятые значения.

Пользуясь кривой, выражающей зависимость ?прг^прн от насыщенности (рис. XII. 31), построенной по данным исследования песчаника Кромвелл, была сделана оценка предполагаемой нефтеотдачи, которая должна составлять 26,5%. Кривая, полученная по промысловым данным, находится в хорошем согласии с результатами Оуэнса, Паррича и Ламореукса (Owens, Parrish and Lamoreaux) [XII. 70].

Рис. XII. 32. Изменение давления и газового фактора в процессе эксплуатации пласта при режиме растворенного газа при различных значениях растворимости газа в нефти и ее вязкости.

1вПП\

(\

I - § ¦ш®

о

Пластовое / давление

ч

'J

2

1 П/

Л

j]

Газовый / фактор

< \

\\

\

1\


/ — соответствует растворимости газа при давлении 175 ат, равной 190 м33; вязкость иефти при атмосферном давлении 2.76 спз; усадка иефти при снижении давления от 175 ат до атмосферного составляет 61.6    // — соответствует

тем же самым параметрам, что и кривая /. за исключением вязкости, которая при атмосферном давлении равна 1.38 спз; III — соответствует растворимости газа в нефти при давлении 175 ат, равной 95 м93; вязкость нефти при атмосферном давлении равна Г,38 спз; усадка при снижении давления от 175 ат составляет 30,8 %‘, IV — соответствует растворимости при давлении 175 ат, равной 47,5 м*/м* ; вязкость нефти при атмосферном давлении 1.38 спз; усадка 15,4% [XII. 59].


Маскет и Тейлор (Muskat and Taylor) [XII. 59] дали в общем виде решение, отвечающее условиям истощения пласта при газовом режиме, которое дает для разных случаев изменение во времени газового фактора и давления. На графиках (рис. XII. 32 и XII. 33) иллюстрируется предсказанная история разработки месторождений при режиме растворенного газа (содержание связанной воды в продуктивном пласте 30%) в зависимости от вязкости нефти и растворимости газа. Обратное направление наклона кривых, выражающих газовый фактор, объясняется недостатком газа в пласте при давлениях, приближающихся к атмосферному. На рис. XII. 34 показано уменьшение продуктивности скважины (по нефти) при различных значениях вязкости нефти, соответствующих графику на рис. XII. 33. Из графика следует, что при эксплуатации пласта при режиме растворенного газа наблюдается низкая нефтеотдача. На рис. XII. 35 приводится динамика пластового давления при эксплуатации пласта, имеющего начальную газовую шапку.

Бринкман и Вейнауг (Brinkman and Weinaug) предложили методику расчета, которая позволяет предвидеть поведение пласта при его эксплуатации при режиме растворенного газа. Методика основана на использовании данных о дифференциальном испарении (см, гл. VI), фазовых проницаемостях и свойствах жидкостей [XI 1.9].

Проводились и другие исследования по использовй нию уравнения материального баланса и течения нефти в пластах, эксплуатируемых на режиме растворенного газа [XII. 10, XII. 17, XII. 57, XII. 64, XII. 92]. На первый взгляд наличие в пласте увеличивающегося количества газа, который выделяется из нефти при ее течении к забоям продуктивных скважин, должно быть благоприятным фактором. Однако существенная усад-

6 180

cm a?’to

«о

<5 tzo-I too В 80

а

§ SO-

§ НО

6

I го

8 о ___

Щ 0    2    Ч 6    8    10    12    14    16    18

Общая добыча, % объема пор пласта.

Рис. XII. 33. Изменение давления и газового фактора в процессе эксплуатации пласта при режиме растворенного газа при различных значениях вязкости нефти.

/ — соответствует нефти, обладающей вязкостью при атмосферном давлении, равной 11.04 спз; кривая // — вязкости пои атмосферном давлении, равной 5.52 спз; III — вязкости 2,76 спз: IV — вязкости при атмосферном давлении, равной

1.38 спз\ V — вязкости, равной 0,69 спз-. растворимость газа при 175 ат равна 95 м33 II 59].

К

ч 1,0 0,8 о,в -лл

0,2 0

Рис. XII. 34. Изменение коэффициента продуктивности в процессе эксплуатации пластов на режиме растворенного газа при различной растворимости газа в нефти.

К/Ко — отношение текущего коэффициента продуктивности к начальному коэффициенту продуктивности.

/ — соответствует растворимости газа при 175 ат, равной 190 м33; усадка 61,6%, вязкость при атмосферном давлении равна 2.76 спз; II — данные те же, что и для кривой /, только вязкость равиа 1.38 спз; III — соответствует растворимости газа в нефти при 175 ат, равной 95 м33; усадка составляет 30,8%,‘ вязкость при атмосферном давлении

1,38 спз; IV — растворимость при 175 от равна 47,5 м3/м* ; усадка 15.4 %; вязкость прн атмосферном давлении 1.38 спз {XII.59]-

Рис. XII. 35. Изменение давления и газового фактора в процессе эксплуатации пластов при режиме растворенного газа при различной мощности пласта, занимаемой газовой шапкой.

И — отношение мощности пласта, занимаемого газовой шапкой, к мощности нефтенасыщенной части пласта. Растворимость газа при 175 ат равна 95 ja3/m3. Усадка нефти при снижении давления от 175 ат до атмосферного составляет 30.8 % Вязкость нефти прн атмосферном давлении равна 2.76 спз [ XII. 59 ].

ка нефти, происходящая при выделении из нее газа, приводит к тому, что газ при движении совместно с нефтью прорывается по пласту к скважинам, обходя нефть. При высоких значениях пластового объемного фактора, порядка 2 и более, через единственную скважину на своде структуры можно отобрать из пласта почти весь газ при сравнительно низкой нефтеотдаче, так как при нефтенасыщенности около 50% через пористую среду будет фильтроваться ничтожное количество нефти.

сэ

?

5 50

о

OQ


t

Со

§ 200 сэ &

о 750

Со

о

х:

* 100


Практикуемая в настоящее время консервация газа и требования экономики способствуют совершенствованию методов разработки нефтяных пластов на режиме растворенного газа, предотвращая чрезмерно быстрое истощение энергии пласта. Для увеличения нефтеотдачи нагнетают газ в пласт, выборочно эксплуатируют скважины, имеющие малые значения газового фактора, нагнетают воду и применяют другие методы, способствующие рациональному расходованию пластовой энергии.

1. ГРАВИТАЦИОННОЕ ДРЕНИРОВАНИЕ

Тот факт, что нефть и свободный газ в продуктивных пластах разделяются, образуя газовую шапку и нефтяную зону, показывает, что гравитационные силы играют довольно важную роль в процессах аккумуляции. При эксплуатации нефтяного месторождения проявление гравитационных сил подтверждается тем обстоятельством, что продуктивные скважины в верхней части структуры имеют более высокий газовый фактор, а скважины, пробуренные на крыльях структуры, дают нефть с существенно меньшим количеством газа.

Перемещение нефти по пласту за счет гравитационных сил будет тем большим, чем больше проницаемость пласта, круче наклон пласта, меньше вязкость нефти и ниже поверхностное натяжение нефти на границе с газом. В горизонтально расположенных пластах малой мощности, переслоенных непроницаемым материалом, никакого движения нефти за счет гравитационных сил не будет. В противоположность этому в таких пластах, как песчаник Оклахома Сити Вилкокс (проницаемость 400—600 мд) [II. 40], гравитационные силы способствуют уменьшению нефтенасыщенности верхней части продуктивного горизонта (несколько десятков метров) до 7—12% от общего объема пор. Одна скважина, пробуренная в нижней части структуры, после того как давление в пласте упало до атмосферного, эксплуатировалась в течение нескольких месяцев с дебитом 143 м3/сутки. Нефтеотдача пласта к моменту снижения давления до атмосферного составляла около 33%. При дальнейшей эксплуатации нефтеотдача была увеличена на 20%, причем еще наблюдались высокие дебиты, достигающие 1040 м3/сутки.

Распределение жидкости в пористой среде, дренируемой за счет действия гравитационных сил, показано на рис. 11.40 и 11.43. Сталь, Мартин и Хантингтон (Ctahl, Martin and Hundington) [XII. 83] исследовали нефтенасыщенность образца из несцементированного песка (пористость 31,9% и проницаемость 7,5 д) при гравитационном стекании нефти при температуре 54,4° С. Эта нефть имела плотность 0,8336 г/см3, вязкость 4,3 сст при 54,4° С и поверхностное натяжение

25,5 дин/см (рис. XII. 36). В образцах небольшой высоты, имеющих чрезмерно высокую проницаемость, в результате гравитационного истечения нефти нефтенасыщенность за 56 ч уменьшилась до 16%.

250

2D    4 0    S0 80 W0

нефтенйсьнценность,

Рис. XII. 36. Распределение нефтенасыщенно ста по высоте образца при гравитационном истечении нефти пласта Вилкокс (f = 54,4°C).

1 — соответствует дренированию в течение 35 мин. Нефтеотдача к этому моменту составила 8,2 %. Через 1 ^ 36 мин (кривая 2) нефтеотдача увеличилась до 16.4%. Через 3 ч 51 мин (кривая 3) нефтеотдача достигла 32.8%. Через 8 ч (кривая 4) нефтеотдача была равна 49,2%* Кривая 5 показывает распределение нефтенасыщен-ностн через 56 когда нефтеотдача достигла 72,5% [XII. «3>

Рис. XII. 37. Разделение газа и нефти в многопластовой залежи [XII. 46].

1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — глииа.


•о"

«о с» г г

3

а§-%¦= S? а 6 ?

^ О

с*

сз о <г>

Б

сэ

В

сэ


80


¦

О 1 • 2

® 3 ® ц в 5

в

в

—Q—( “©1

Г\

О

в

Л о

%

“СЬ/

о

-i

)--

о о

Г

в'

О

Среднее значение


60


40


20


0    2    4    6    8    Ю    12 14 16 18 20 22 24 26 28

Средняя плотность расположения сквйжин,га/скв


Рис. XII. 39. Остаточная нефтенасыщенность в зависимости от плотйостя расположения скважин во время эксплуатации пласта при водонапорном

режиме EXII. 19].

Вязкость пластовой иефти в спз:    1—0 -М; 2 — 1-J-2;

3 — 2-4; 4—4-т-10; 5 — более 10.


Люис (Lewis) [XII. 46] сделал обзор, в котором рассмотрел практические стороны гравитационного дренирования на нефтяных месторождениях, приведя в качестве примера некоторые пласты, где гравитационные силы являются важным фактором в механизме нефтеотдачи. Типичное гравитационное разделение нефти и газа, которое следует ожидать при наличии нескольких пластов, разделенных непроницаемыми барьерами, показано на рис. XII. 37. Тервиллигер (Terwilliger) и другие [XII. 91] проводили экспериментальное исследование процесса гравитационного истечения жидкостей из трубки, набитой песком, и дали методику расчета, позволяющую определять величину вытеснения жидкости из пористого материала за счет проявления силы тяжести. Кардвелл и Парсонс (Cardwell and Parsons) [XII, II] предложили теорию, которая позволяет заранее определять развитие процесса гравитационного дренирования. Дифференциальные уравнения, описывающие этот процесс, исполь-аовались в предположении некоторых допущений, упрощающих постановку вопроса для построения последовательных кривых насыщенности образца, представляющего собой вертикальную колонку, заполненную песком. Меттьюз и Лев-кович (Matthews and Levkovets)

[XII. 51] провели эксперименты на моделях, которые воспроизводили скважины, эксплуатирующие пласт на режиме гравитационного истечения, и сравнили данные экспериментов с результатами расчета.

Определить предполагаемую нефтеотдачу пласта очень важно. Одно время разработка пласта на естественном режиме, называемая первичными методами добычи, рассматривалась как самостоятельная фаза эксплуатации пласта в отличие от вторичных методов добычи иефти, которые основаны на нагнетании в пласт газа или воды. В настоящее время многие пласты с самого начала разрабатываются при искусственном изменении их естественного режима.

Краз и Бакли (Craze and Buckley)

[XII. 19] в своем исследовании, касающемся влияния расстояния между


скважинами на конечную газонефтеотдачу пласта, приводят данные по многим месторождениям. На рис. XII. 38, XII. 39 и XII. 40 приводятся данные об остаточной газонасыщенности для месторождений, эксплуатируемых при газонапорном и водонапорном режимах. При вычислении конечной нефтеотдачи по данным этих графиков следует учитывать наличие в пластах связанной воды (в среднем 28% в пластах, эксплуатируемых при газонапорном режиме) и усадку нефти.

Методы оценки нефтеотдачи пластов рассматриваются в работах [XII. 4, XII. 10, XII. 18, XII. 25, XII. 34, XII. 64, XII. 96, XII. 97, XII. 98]. Весьма важным фактором при оценке нефтеотдачи является отношение подвижностей нефти и газа [XII. 5, XII. 12, XII. 57, XII. 70].


О 2 Ч 6 8 10 12 14 W 18 20 Средняя плотность расположения скважин, га/снв

Рис. XII. 38. Конечная газонасыщенность в зависимости от плотности расположения скважин во время эксплуатации пласта при газовом режиме [XII. 19].

Вязкость пластовой иефти в спз: 10-^1; 2l-i-2; 3— 2Н-4; 4—4 ш- 10.


о 1 2 3

ф if

о

о

с

3

реднее

чачение

в

О < I л

! °

ь

/

о

О g

в


Среднее

значение

в

\

V ,,

о

5 о

1

э ©

Ъ <

о

i

<

®|

jgsi

в

к

о

р

1*

О

«У

О 1

•2

® 3 $ tf

?,5

о

<o

I

g    80

|^70

3 C)

ll*0 * ЛЭ

<3

Г»

6    0


20


СЭ

fit2 0,4 0,6 1    2    4 6 Ю 20 40 60 100 200

Вязкость нефти в условиях пласта, спз

Рис. XII. 40. Влияние вязкости нефти на остаточную нефтенасыщенность во время эксплуатации пласта при водонапорном режиме [XII. 19].

Плотность расположения скважин в га}скв: /—2,5 — 7,5,- 2 — 7,5-т-15 ,0; 3-15-7-25; 4 — 25-7-35;    5    —    более    35.

2. НАГНЕТАНИЕ В ПЛАСТ ВОДЫ И ГАЗА

Часто в нефтяные пласты нагнетаются вода и газ для увеличения нефтеотдачи в первичном процессе или в виде вторичного процесса, чтобы получить дополнительное количество нефти из пласта после того, как при эксплуатации его на естественном режиме нефть практически больше не добывается. В 1938 г. Беннетт (Bennett) описал процесс поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт газа, давший благоприятные результаты [XII. 7].

Для поддержания естественного водонапорного режима и уменьшения падения давления можно нагнетать воду в пласт. На месторождениях, эксплуатируемых приводонапорном режиме, может возникнуть проблема удаления с промысла воды, добытой вместе с нефтью. Наиболее выгодно сбрасывать эту воду обратно в продуктивный пласт за контуром нефтеносности. В результате будет решена не только проблема удаления воды с промысла, но и проблема поддержания пластового давления на более высоком уровне. Нагнетание больших объемов воды в продуктивный пласт месторождения Ист Техас является прекрасным примером проведения подобного процесса [XII. 6, XII. 49, XII. 56].

RI8W


RI7W


/

11-


Эксплуатация песчаника Джонес на месторождении Шалер является примером нагнетания в пласт газа в целях поддержания пластового давления, а последующее нагнетание воды также и примером успешного заводнения. На рис. XII. 41—XII. 44 приводятся данные о разработке этого месторождения, взятые из статьи Тернера,

Эванса и Кавиера (Тагпег, Evans and Ка-vier) [XII. 90]. Интересным моментом разработки этого месторождения является то обстоятельство, что после начала централизованной эксплуатации месторождения (произошло объединение всех разрозненных участков, принадлежавших различным владельцам) оказалось возможным закрыть половину существующих на месторождении продуктивных скважин. Оставив в эксплуатации лишь скважины, .имеющие сравнительно низкие газовые факторы, удалось уменьшить добычу газа. Это мероприятие, проводимое одновременно с нагнетанием в пласт добытого газа, позволило поддерживать сравнительно высокое пластовое давление и увеличить добычу нефти. Спустя примерно 4 года после объединения участков на этом месторождении начали осуществлять нагнетание в пласт смеси минерализованной и пресной воды. Нагнетание воды также способствовало поддержанию пластового давления и увеличению добычи нефти. Песчаник Джонес имел пористость 20,2%, а проницаемость 400 мд. Содержание связанной воды колебалось от 25 до 35%. Нефть была полностью насыщена газом, так как в начальный момент в пласте существовала небольшая газовая шапка. Нефть имела' пластовый объемный фактор, равный 1,45. При снижении давления с 247 ат до атмосферного (при 92,2° С) из каждого м3 пластоврй нефти выделяется около 133,5 м3 газа.

Рис. XII. 41. Расположение скважин, эксплуатирующих песчаник Джонес на месторождении Шалер [XII. 90].

I — заброшенные скважины; 2 — скважины для нагнетания газа; 3 — скважины для нагнетания воды; 4 — заброшенные скважины для нагнетания газа; 5 — заброшенные скважины для нагнетания воды; /, II, III и IV — участки.


Нагнетание газа высокого давления в пласты, содержащие недонасыщенную нефть, должно привести к увеличению ее объема.

Для создания между нефтью и газом непрерывной смешивающейся фазы применяется закачка в пласт жидкого пропана. Используемый в этих процессах газ по окончании эксплуатации пласта реализуется на рынке [XII. 32, XII. 81, XII. 97]. Протекание процессов эксплуатации месторождений, на которых применялось нагнетание в продуктивные пласты воды или газа, обсуждаются в работах [XII.I, XII. 20, XII. 27, XII. 21, XII. 24, XII. 30, XII. 39, XII. 49, XII. 52. XII. 71, XII. 86, XII. 87, XII. 95, XII. 100].

R17V.

-2юе -10е -910 5

Газ

\ л

Ал

-8105

/

\ » 1

v\/\

л/И

\AJ

Чд/

\

¦ТЩ

BI05f

ia/

W

-5101А -4Щ5

У

-3W

-7-W5

-1I05

Вода

л*


6000

5000


ы

а; э-сз 4:

^ 4ооо 5 3 зооо

Э* со о

1,1 2000 J<§ 1000

Qj

«з- о


Рис. XII. 42. Объемы газа и воды, нагнетаемые в пласт на месторождении Шалер за сутки [XII. 90].


1947 1948 1949 1950


1945 1946 Годы


mi 19ч2 тз im


са

Oj

*

Qj

сз

Qj

О

О

е

Со

о

§

03

<3

*

$

с;

?



250-,

200-

150-

100-

50-


Рис. XII.43. Сравнение действительной динамики разработки песчаника Джонес на месторождении Шалер с предполагаемой по расчету [XI Г. 90].

/ — пластовое давление; 2 — газовый фактор; 3 — начало централизованной разработки (15/11 1941 г.); 4 — начало нагнетания газа (1/VI1 1941 г.);    5 —

предполагаемая динамика при первичной эксплуатации (без поддержания давления).


110s 2 ЮВ 3106 410s 510s 610s 7-10еВСуммарная добыча нефти,м3


Рис. XII. 44. Показатели эксплуатации песчаника Джонс, месторождение Шалер [XII. 90].

Й-

1 7 50 *

0*500

'2

сё 250

сэ

<*)

О


/ — добыча нефтн, м31сутки\ 2 — газовый фактор; 3 — суммарное количество действующих скважии (первоначально 59 скважин плюс каждая новая скважина, возвращенная в эксплуатацию); 4 — продуктивные и нагнетательные скважины (ежемесячно); 5 — начало централизованных операций (15/11 1941 г.).

/

А

¦

/

Г

'

/

С

-~5

ЛА

V.

Г

л

лХ

р

Чд

1

2

19311938 1939 1940194119421943 Ж419451946 19411948 19491950

§ iso

I по ? 80

40

О

1000


У

*

Со

3000

2500-

2000-

В*

О)

J;

1500-

сз

1000-

э-

vS

500-

О


Годы

§ 3. ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ САЙКЛИНГ-ПРЕССА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Природные газы, находящиеся в условиях высоких давлений, содержат в растворенном состоянии значительное количество высококипящих углеводородов, которые при снижении давления выпадают в виде жидкой фазы (линии А А' или АВ на рис. XII. 2). Чтобы предотвратить выпадение в пласте жидких углеводородов, т. е. не допустить ретроградной конденсации на место-

Рис. XII. 45. Схема осуществления сайклинг-процесса на газоконденсатном месторождении.

1 — компрессорная станция,* 2 — нагнетательная скважина; 3—вода; 4 — газ, содержащий высо-кокипящие углеводороды, образующие конденсат. 5 ~ эксплуатационная скважина; 6 — абсорбционная установка; 7 — обогащенная масса; 8 — се-ларационная установка; 9 — конденсат; 10 — ежи женный газ; —тощее масло: 12 — ост а точны” газ.

рождениях, часто применяют сайклинг-процесс, пред-ставляющий собой процесс вытеснения конденсатного газа сухим газом. Жирный газ, отбираемый из продуктивных скважин, направляется в установку, где из газа при сравнительно высоком давлении отбираются жидкие углеводороды. Затем остаточный газ компримируется и закачивается в пласт (рис. XII. 45). Этот процесс был назван ресайклингом, а жидкие углеводородные продукты, отобранные из газа, назывались дистиллятом [XII. 74]. Экономическая целесообразность осуществления первых сайклинг-процессов объяснялась как отсутствием расположенных близко рынков сбыта газа, так и сравнительно высокими дебитами жидких углеводородов, которые получали со скважин в этом случае. Шуе и Миллер (Sue and Miller) [XII.88] приводят данные, из которых видно, что в 1944 г. в США эксплуатировались 224 газоконденсатных месторождения и было 37 установок для осуществления сайклинг-процесса. С помощью этих установок в пласты возвращалось газа 85 млн. м3/сутки и добывалось конденсата около 13 700 м3/сутки. В качестве примера таких операций, проводимых в большом масштабе, можно указать осуществление сайклинг-процесса на месторождении Ла Глория [XII. 38], Коттон Валлей [XII. 53], Кету [XII. 62] и Эрат.

Для выгодной реализации запасов газоконденсатного месторождения необходимо знать изменение фазового состояния углеводородов при изменении давления, размеры, геометрию и параметры пласта, стоимость соответствующей установки для улавливания конденсата из газа, а также цены на газ и получаемые жидкие продукты. Многие газоконденсатные месторождения имеют по нескольку продуктивных пластов, насыщенных газом с различным содержанием конденсата. При этом из некоторых пластов добывается газ, не содержащий пропан, бутан и другие тяжелые углеводороды. Из жирных газов выделяют конденсат, а остаточный газ возвращают в пласт. Проведение сайклинг-процесса при эксплуатации отдельной залежи может длиться от 5 до 10 лет. По окончании сайклинг-процесса на месторождении остается известное количество газа, пригодное для реализации на рынке.

1. ФАЗОВОЕ ПОВЕДЕНИЕ

Фазовое поведение газоконденсатных смесей обычно определяется в лаборатории и непосредственно на скважине с применением портативного оборудования на типичных образцах продукции скважины [III. 11, XII.26,

XII.80, 111.19]. Эйлертс (Eilerts) [III. 19] определял фазовые диаграммы для продукции скважины, состоящей из 72,47% вес. газа после сепарации и 27,43% вес. жидкости, используя лабораторную бомбу и передвижную лабораторию непосредственно на скважине. На рис. XII.46 представлена фазовая диаграмма, а в табл. XII. 3 приводится состав этой пластовой жидкости.

Миллер и Ленте (Miller and Lents) [XII. 53] приводят данные о содержании конденсата в газе месторождения Коттон Валлей в зависимости от давления (рис. XI 1.47). Снижение пластового давления за срок эксплуатации до введения сейклинг-процесса привело к снижению продукции скважин бутана и более тяжелых углеводородов с 641 см33 до 466 см33 газа. Дальнейшее падение пластового давления в период осуществления сайклинг-процесса вызвало еще дополнительное снижение содержания тяжелых углеводородов в добываемом газе. Аллен и Рой (Allen and Roe) [XII. 3] приводят данные об извлечении конденсата при истощении замкнутого пласта без обратной закачки газа (рис. XII.48). Паттен и Айви (Patten and Ivey) [XII.72] приводят данные об уменьшении содержания конденсата в продукции, которое наблюдалось при снижении пластового давления на месторождении Ла Бланка.

Седж, Лески (Sage, Lacey) и другие изучали много систем, встречающихся в реальных месторождениях [XII. 66, XII. 75—XII. 78]. На рис. XII. 49 показано из-менение содержания конденсата в зависимости от давления для системы С Луизианского месторождения по данным Рнмера и Седжа (Reamer and Sage). В табл.

XII. 4 приводится состав этой смеси. Аллен (Allen) изучал фазовые соотношения газонефтяных смесей. На рис. XII. 50 показана фазовая диаграмма Аллена для продукции, отобранной из пласта при 90,6° С и давлении 162 ат. Если бы пластовая температура достигала 128,3° С, то ретроградной конденсации в пласте не было бы. Органик и Голдинг (Organick and Golding) [XII. 68] разработали метод, позволяющий предсказывать давление насыщения для газоконденсатных смесей.

Рис. XII. 46. Диаграмма фазового состояния продукции газоконденсатной скважины [III. 19].

Явления, происходящие при увеличении давления при постоянной температуре; 1 — линия точек росы (жидкость исчезает); 2 — линия точек кипения (газ исчезает); 3— более тяжелая из двух жидких фаз исчезает;


/ — данные, полученные на бомбе высокого давления со смотровым стеклом; II — данные, полученные в иере-движной лаборатории непосредственно у скважины.

-70 -60 -50-40-30 -20 -10    0    10    20    30 40 50 60 65

Температура,0 С

700

600

500

Ш

300


а i <•>

t:

*5 X

а з "3

5 ас g* * о -о

Сэ

Со


Компонент


0,00794

0,01375

0,76432

0,07923

0,04301

0,01198

0,01862

0,00937

0,00781

0,00744

0,00661

0,00290

0,00295

0,01040

0,00613

0,00338

0,00176

0,00153

0,00083


ч

а 2 ь 3

° н


Рис. XII, 47. Изменение содержания бутана н вышекипящих в продукции из песчаника Бодкау (месторождение Коттон Валлей) в зависимости от пластового давления [XII. 53].

/ — начало осуществления сайклинг-процесса; 2 — анализ рекомбинированных проб; 3 — но данным исследования продукции; 4 — по данным лабораторных исследований проб при абсолютном пластовом давлении 203 ат.


275    250    2 2 5    2    00    175    150

избыточное пластовое давление,ат


Таблица XI 1.3 Состав продукции скважины [III. 19].

Газ после сепарации составляет 72,47% вес.


Углекислый газ .

Азот......

Метан.....

Этан......

Пропан.....

Изобутан .... к-Бутан .... Изопентан . . . к-Пентан .... Гексаны, 135—56 Гексаны, 56—35 Гептаны, 35—17 Гептаны, 17. , .

Октаны.....

Нонаны.....

Деканы .....

Ундеканы . . . . Додеканы .... Тридеканы . . .


Мольная

доля



23

^ С4 cj ез

Из »

3 о

* 3?

•з

? S §-* «S 03

cj 5: ?

^ а>


250

200

150

100

50

О


QO

Ей

15


QJ


^ Qj

* С»

5 1 S?

С; «о С> CJ CjOs

’о


6,0


4.0    ^

2.01 •ч


500


Рис.

ния


е

о


400


з

г

с;

«о

а

ГО

аэ

сз

г

5

?

с;

о

Ч;


300


200


100


20

<г>

Сэ

W

X

/8

е

1-

11

э

16

э-

а

15

1

14

съ

сэ

13

П


Рис. XII, 48. Поведение газоконденсатного пласта Бакон Лайм (Восточный Техас) [XII. 3]. Сплошные линии соответствуют расчетным значениям давления, а точки — промысловым данным.

NN\

)

)

///

/


Компонент

Мольная

доля

Воздух.........

0,0047

Углекислый газ.....

0,0065

Метан......

0,8659

Этан........

0,0376

Пропан.........

0,0161

Изобутан.......

0,0048

н-Бутан......

0,0082

Изопентан ...... .

' 0,0044

к-Пентан.......

0,0022

Гексаны.......

0,0062

Гептаны..... , ,

0,0100

Октаны и более тяжелые .

0,0334

1,0000


0,2    0,3    0,4

Объем жидкого конденсата,м3/кг

Рис. XII. 49. Диаграмма фазового состояния конденсагного газа из Луизианского месторождения [XII. 75].

Таблица XI 1.4 Смесь С, приготовленная из сепаратного газа и жидкости из Луизианского месторождения [XII. 75J


* / \P/Z

ч

ч

—^


О /-/0* г-Ю* 3108 470* 510s 6/08 Суммарная добыча жирного газа, млн м3


0,1


Римером и Серджем установлено, что изменение коэффициента увеличения объема для данной системы в зависимости от соотношения газа и конденсата при изобарическо-изотермических условиях носят почти линейный характер. Объем системы в области двухфазного состояния по отношению к добыче товарной нефти с достаточной степенью точности выражается в виде

АГТ

V = —’    (ХП.    7)

где V — пластовый коэффициент увеличения объема = —объем смеси в пласте;

Бб^м товарной нефтиГ - температура в °К; р- абсолютное давление в ат\ Г.— соотношение газа и конденсата (газовый фактор) в см33\ А коэффициент.

На рис, XII. 51 приведены кривые, выражающие значение коэффициента А для газоконденсатных смесей Луизианского местрождения [XII. 76].

Начальные давления в пластах газоконденсатных месторождений могут быть существенно выше ретроградной точки росы и, следовательно, в первое время могут


3

м

гтура,ьС

N.

11

38-

с


о 50    100    150    200

Абсолютное давление,ат

Рис. XII. 51. Значения коэффициента А в уравнении (XII. 7) для газоконденсатной смеси Луизианского месторождения [XII. 76].


XII. 50. Диаграмма фазового состоя-продукции месторождения С [XII. 2].


Название компонента

Общее

количе

ство

молей

Состав газа у

Предполагаемый состав газа прн давлении 246 am у

(3) + (4)

2

средний состав газа Уqр

(5) X 6,8 отобрано молей

(2) - (в) общее количество молей

Л при 246 абс. am

Моли жидкости *

Моли пара *

Состав пара у

Соста в жидкости X

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

со2

0,90

0,0090

0,00904

0,00902

0,0614

0,839

1,28

0,01607

0,823

0,00904

0 00707

сн4

78,05

0,7805

0,7880

0,7842

5,3329

72,717

1,72

1,0418

71,675

0,78827

0 05830

С2нв

7,42

0,0742

0,0741

0,0742

0,5043

6,916

0 960

0,1755

6,740

0,07419

0 07720

0>Н8

4,88

0,0488

0,0485

0,0487

0,3308

4,55

0,785

0,1404

4,409

0,04849

0 06176

С4Н10

1,18

0,0118

0,0116

0,0117

0,0797

1,100

0,610

0,0433

1,051

0,01162

0 01905

С4Н10

1,65

0,0165

0,0162

0 0164

0,1112

1,539

0,560

0,0658

1,473

0,01620

0 02896

С5Н12

0 75

0,0075

0,00728

0,00739

0,503

0,700

0,430

0,0384

0,661

0,00723

0 01689

С6Н14

0,60

0,0060

0,00580

0,00590

0,0401

0,560

0,395

0,0333

0,527

0,00579

0,01465

I с7+

1,04

0,0104

0,00988

0,01014

0,0690

0,971

0,300

0,0749

0,896

0,00986

0,03286

II с7+

0,923

0,00923

0,00853

0,00888

0,0604

0,863

0,215

0,0899

0,773

0,00850

0,03955

III с7+

0,843

0,00843

0,00750

0,00797

0,0542

0,789

0,154

0,1102

0,679

0,00746

•0,04848

IV С7 +

0,712

0,00712

0,00602

0,00657

0,0447

0,667

0,110

0,1236

0,544

0,00599

0,05437

V С7_|_

0,570

0,00570

0,00428

0,00499

0,0340

0,536

0,064

0,1506

0,386

0,00424

0,00625

0,482

0,00482

0,00318

0,00400

0.0272

0,455

0,042

0,1697

0 285

0,00314

0,07465

100,0

93,2

2,2731

90,922

* Вычислено по уравнению мгновенного (однократного) испарения.

Объем прн абсолютном давлении, равном 268,3 ат Г аз:

O.SMe/r” ». жидкости- Молекулярный вес 63,91; плотность


Тс = 238° К;

3-^ = I ,58, 238    ’    ’¦

46,2

рс = 46,2 абс. атп\ z= 0,875, ttzTR 100 X 0,875 X 376 X 848

Объем газа —

р    268,3    X    Ю4

Сбъем жидкости равен нулю.

= 0,263 ла.

0,555


Общий объем = 10,13 + 0,263 = д: - число молей жидкости графа 7 минус графа 10) х 10,393

10,41 = 10,393.

Следовательно, все допущения справедливы.

Объем прн абсолютном давлении 210,5 am.

Газ:

231° К,

Т = 376    1    м

Тгс= 23Т= ‘'63'

г? = ‘-в-

Общий объем равен 10,41 м9.

Объем при абсолютном давлении 246 am

Газ:

Тс = 234°К,

9,95 мь


246 -Рг7Т~Г = ^>305,

УГ 4Ь,4

Pq = 40,4 абс. am, z = 0,860,

0,860 X 90,922 X 848 X 376

Объем газа --—--

246 X 10*

рс 465 абс, am,

2= 0,839

0,839 X 78,228 Ж 376 X 848 210,5 X 10*

Объем газа —

Жидкость,

Молекулярный вес 66,92; плотность 0.570 г/см',

66,92 X 3,872    „ с

Объем == -ц 570 - = 0,456 м3,

Общнн объем = 9,95 м‘ + 0,45 - 10,40 Mi.

10,40 = 10,41 начальному объему, но достаточно близки, следовательно, все принятые допущения верны.

давать продукцию постоянного состава до тех пор, пока давление в пласте не достигнет давления точки росы, После этого содержание конденсата в продукции скважин будет постепенно уменьшаться.

Важным моментом, который следует учитывать, является испарение конденсата, выпавшего в пласте при дальнейшем снижении пластового давления, Вейнауг и Корделл (Weinaug and Cordell) [XII, 94] показали, что фильтрующийся по пласту газ должен достигать равновесного состояния с любой жидкостью в пористой среде, через которую он проходит,

2, РАСЧЕТ ПАДЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПЛАСТЕ, ЭКСПЛУАТИРУЕМОМ НА ИСТОЩЕНИЕ ПРИ ОТСУТСТВИИ ВТОРЖЕНИЯ ВОДЫ В ЗАЛЕЖЬ

Падение давления при постоянной пластовой температуре приводит к появлению в пласте жидкой фазы (конденсата), выпавшей из газоконденсатной смеси, В подавляющем числе случаев количество конденсата (или жидкой фазы), выпадающего в пласте, слишком мало и он остается неподвижным, В то же время по мере того, как меняется количество жидкой фазы в пласте, меняется и состав газовой фазы или продукции. Очень важно иметь представление об этих изменениях, чтобы можно было заранее планировать работу газолиновых установок и другого оборудования, а также определить экономическую целесообразность применения сайклинг-процесса.

Если вторжение воды в пласт отсутствует, то механизм истощения конденсатного пласта можно сравнить с непрерывным отбором газа из бомбы постоянного объема, в то время как остающаяся в бомбе смесь находится в состоянии равновесия. При определении изменений, происходящих при этих условиях, допускается, что кривая, выражающая состав смеси в зависимости от добычи, является прямой линией (во всяком случае в рассматриваемых пределах изменения давления). Метод расчета, основанный на последовательных приближениях, иллюстрируется для двух значений давления (табл. XII, 5), В колонках 2 и 3 приведен первоначальный мольный состав содержимого пласта с точкой росы, соответствующей абсолютному давлению, равному

268,3 ат, и температуре 102,2° С, Эти данные используются для определения объема пласта, занимаемого этим количеством газа, который равен 10,41 ж3, Далее в колонке 4 приводится предполагаемый состав газа при втором значении давления, равного 246 ат.

Средний состав продукции, добытой при снижении давления до 246 ат, рассчитывается сложением начального и предполагаемого составов содержимого пласта (колонки 3 и 4) и делением суммы на 2. Данные о среднем составе приводятся в колонке 5,

Далее число молей продукции, которые необходимо отобрать, чтобы абсолютное давление упало до 246 ат, принимается равным 6,8, Произведение числа молей продукции на ее средний состав дает количественное выражение добычи каждого компонента (колонка 6), Это количество вычитается из общего начального количества молей, содержащихся в пласте (колонка 2), В результате получаем количество молей каждого компонента, имеющееся в наличии в конце данной ступени снижения давления (колонка 7),

Количества жидкости и газа, образовавшиеся из оставшихся в пласте углеводородов, определяются из уравнения однократного испарения (VI, 14), Используемые константы равновесия определялись по методам, описанным NGAA [VI, 40], Значения констант равновесия приводятся в колонке 8. Результаты этого расчета показаны в колонках 9, 10, 11 и 12, Рассчитанный состав газовой фазы при абсолютном давлении 246 ат (колонка 11) затем сравнивается с предполагаемым составом (колонка 4), Как видно из таблицы, полного совпадения нет, но все же данные достаточно близки.

После того как допущение относительно состава газа подтверждено, проверяется допущение о добыче определением объема углеводородов при абсолютном давления 246 ат. Объем газа при 246 абс, ат составляет 10,13 ж3. Жидкость занимает 0,263 ж3. Общий объем равняется 10,393 ж3. Так как этот объем близко совпадает с объемом, первоначально занимаемым рассматриваемым количеством углеводородов, принятая добыча верна и расчеты для первой ступени снижения давления заканчиваются, Расчеты по этой методике повторяются до тех пор, пока не приблизятся к заданному давлению,

3, КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Расположение скважин для нагнетания в пласт сухого газа (из которого извлечен конденсат) и скважин для отбора пластового газа на месторождении должно обеспечивать вытеснение из пласта сухим газом максимального количества жирного газа. Распределение линий тока для определенной системы расположения скважин для однородной пористой среды можно определить теоретически или используя соответствующие модели [XII. 50].

Ранняя работа Викоффа, Ботсета и Маскета (Wyckoff, Botset and Muskat) по исследованию коэффициента охвата, определяющего распространение вытесняющего агента по пласту, проводилась для условий вытеснения нефти водой при заводнении [XII, 58,

XII, 101], Сваринген (Swlaringen) [XII, 89] и Херст (Hurst) [XII, 35, XII, 37] применили теорию потенциала и электромоделирования к проблемам разработки газоконденсатных пластов, В электрических моделях ионы в электролите перемещались от одного электрода к другому, образуя окрашенное поле, которое соответствовало области в пласте, занятой вытесняющим агентом, Модель пласта может быть изготовлена из фильтровальной бумаги или гель-агара с учетом относительных мощностей продуктивной части пласта, Сваринген в своей модели в качестве электролита использовал раствор цинкоаммонийной соли со стеклянными электродами, содержащими хлористую медноаммонийную соль, в качестве нагнетательныых скважин и электродами из хлористой цинкоаммониевой соли в качестве эксплуатационных скважин. Под действием разности потенциалов между нагнетательными и продуктивными скважинами ионы меди распространялись по модели, окрашивая электролит в голубой цвет и наглядно показывая последовательные положения вытесняющего агента. На рис, XII, 52 показано распространение вытесняющего агента, наблюдаемое на электрической модели Ли [XII, 45аJ, При работе на электрических моделях можно воспроизводить относительный отбор жидкости (или нагнетание) по отдельным скважинам, задавая разные потенциалы на электродах-скважинах. Вследствие диффузии в растворе электролита производят известные ограничения при исследованиях на таких моделях, особенно когда они проводятся длительное время.

Для построения карт линий равных потенциалов (или давлений) при течении жидкостей или газов по пласту Херст и Мак Карти (Hurst and Melarty) применили потенциометрическую модель [XII, 35], Они помещали медные стерженьки, моделирующие скважины, в раствор сернокислой меди и, пропуская ток через нагнетательные скважины к эксплуатационным скважинам, электрическим пробником (зондом) определяли линии равных потенциалов. На рис, XII, 53 иллюстрируется расположение линий равного потенциала на модели, воспроизводящей залежь, в центре которой пробурено 9 нагнета-

Рис, XII, 52. Воспроизведение картины распространения вытесняющего агента на электрической модели (XII, 50). Вытесняющим агентом занято 76% продуктивной площади.


Рис. XII, 53. Распределение потенциала на электрической модели [XII. 35].



Нагнетание

Отбор

сква

закачано,

сква

дебнт,

жина

м*/сутки

жина

л8/сутки

1

9,0

L

17,8

2

22,0

К

17,8

3

6,0

Н

17,8

4

22,0

G

17,9

А

22,0

F

17,9

В

22,0

Е

17,9

D

22,0

б

17,9

тельных скважин, а по периферии — 11 продуктивных. Течение жидкости (газа) в пласте происходит по линиям тока, нормальным к линиям равных потенциалов. Линии тока можно изобразить графически. Положение фронта текущего по пласту газа (жидкости) в различные моменты времени определяется по скорости течения вдоль каждой из линий тока, пропорциональной градиенту потенциала. На рис. XII. 54 показаны последовательные положения фронта вытесняющего агента на модели, линии равных потенциалов для которой приводятся на рис. XII 53 (по данным Херста и Мак Карти). На рис. XII. 55 приводится график, иллюстрирующий состав добываемого газа для этой модели. Методика, предложенная Муром (Мооге), позволяет получать непосредственно линии тока, но которым можно построить нормальные им линии равных потенциалов [XII. 54]. Методика состоит в том, что кристаллы перманганата калия равномерно насыпаются на пластинку из обожженного гипса. Пластинка гипса сверху накрывается стеклом, которое кладется на прокладки, обеспечивающие некоторый зазор между поверхностью гипса и стеклом. Воде дают возможность поступать через источник А и вытекать через отверстие В, вызывая окрашивание линии при прохождении через кристаллы (рис. XII. 55а).

Коэффициент охвата, как упоминалось выше, зависит от однородности пористой среды. В действительности продуктивные пласты могут быть неоднородными, например представленными несколькими пропластками разной проницаемости. В таких пластах вытесняющий агент, по-видимому, быстрее прорвется в продуктивные

Рис. XII. 54. Распространение вытесняющего агента (сухого газа) по пласту на различные моменты вре.меьи [XII. 35].

скважины по пропластку, имеющему наибольшую проницаемость. После этого продукция скважин в значительной степени будет состоять из сухого газа, вытесняющего агента. В таких случаях, насколько это возможно, в пластах различной проницаемости желательно провести изоляционные работы. Для пластов, имеющих переменную проницаемость, были предложены методы оценки вероятного продвижения вытесняющего агента в целом, т. е. суммарного коэффициента охвата [XII. 37, XII. 50,

XII. 60, XII. 85]. Стендинг, Линдблад и Парсонс (Standing, Undblad and Parsons) [XII. 85] представили диаграмму, иллюстрирующую влияние изменения проницаемости на соотношение сухого и пластового газа в продукции скважин (рис. XII. 56). Степень изменения проницаемости определяется отношением разности между средней проницаемостью и значением проницаемости, выше которого лежит 84,1% всех значений проницаемости к средней проницаемости. Строится график логарифмической вероятности, на котором превышение проницаемости над максимальной откладывается против «% больше чем» (рис. XII. 57). Средняя проницаемость соответствует 60% линии. Маскет в своей работе приводит диаграммы, иллюстрирующие изменение коэффициента охвата для различного распределения проницаемости [XII. 60].

Органик, изучая конденсатное месторождение, при-

700

80

60

40

20


*


г*


«з Сэ 53

5s ^

<\3 V 1^ § §¦ Ц «о

^ о ? сз *3

I

Со

<5


шел к выводу, что некоторое количество жидкой фазы поступает к забоям эксплуатационных скважин [XII. 69].


.Общ

У Теку и

ее

'0    20    40    60    80    100

Суммарная добыча, % общих запасов

Рис. XII. 55. Изменение состава добываемого газа [XII. 35].

Рис. XII. 55а. Модель для наглядной иллюстрации распределения линий тока.

А — источник; В — сток. Внешние границы одинакового потенциала

4. ОБРАБОТКА ПРОДУКЦИИ КОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Установка для осуществления сайклинг-процесса обычно функционируют на месторождениях, на которых эксплуатируемые пласты имеют давление выше 140 ат, достаточное для того, чтобы газожидкостная смесь поступала на установку примерно под этим давлением. При первичной сепарации, как правило, давление не снижается ниже 140 ат. Это делается для того, чтобы не было необходимости тратить большую мощность на обратную закачку гяза. Наиболее обычным процессом извлечения конденсата является абсорбционный метод обработки продукции скважин. Так как в продукции скважин содержатся высококипящие углеводороды, часто на установках сайклинг-процесса из конденсата готовят абсорбционное масло. На этих установках получают конденсат (стабилизированный или в смеси с бутаном), бутан, пропан и иногда природный газолин.

Технология обработки продукции конденсатных скважин почти так же сложна, как и технология переработки нефти, хотя в первом случае и не происходит никаких химических превращений. Установки сайклинг-процесса обычно непрерывно работают в течение всего года и останавливаются лишь для осмотра, проводимого обычно один раз в год.

Технология переработки газа на сайклинг-установке Кэти, показанной на рис. XII. 58, XII. 59 и XII. 60, была предложена Нобле (Noble) [VII. 62]. На установке предусмотрено получение газа давлением 56 ат, который идет на продажу, и газа высокого давления (126 ат), который дожимается до 217 ат. Из числа жидких продуктов на установке получаются конденсат из емкости, рассчитанной на абсолютное давление 3,15 ат (рис. XII. 59), газолин и бутан из колонки для выделения бутана (рис. XII. 60) и пропан.

В 1943 г. на установке перерабатывалось газа 7780 тыс. м3/сутки, причем .извлекалось около 80% бутана от содержащегося в газе. Впоследствии производительность по газу установки была удвоена. Для теплообменников и охлаждения других агрегатов установки требуется 53 000 л/лш« воды, нагревающейся от 30 до 46,1° С. Для обеспечения работы установки требуется электрическая мощность в 1740 кет. Кроме того, требуется пара 43 000 гег/ч. Абсорбционное масло подается со скоростью 6400 м3/мин.

Установка обслуживает 15 газоконденсатных скважин, из которых три эксплуатируют раздельно по два горизонта каждая. Промысловые трубопроводы рассчитаны на рабочее давление 195 ат при 54,4° С и принимают от каждой скважины газа 320 000—400 000 м3/сутки. Нагнетательная система рассчитана на рабочее давление 246 ат при 79,4° С, так как сжатый газ после компрессора не охлаждался. Несмотря ца нагнетание такого горячего газа, температура в пласте по прошествии нескольких лет эксплуатации упала на 16,5° С.

более


Технология переработки конденсатного газа подробно будет описана в следующих главах.


Рис. XII. 56. Влияние изменения проницаемост и пласта (неоднородности) на соотношение в продукции нагнетаемого и пластового газа [XII. 85].

Рис. XII. 57. Изменение проницаемости пласта (неоднородность) место' рождения Ричйильд [XII. 85].

ft

SJf]


бгз"


xij


13


IB

4t

15


20


22


h


Рис. XII. 58. Установка Для осуществления сайклин1‘-процесса на месторождении Кэти. Система газа высокого давления и газа, идущего на сбыт [XII. 62].

1 — эксплуатационная скважнна; 2 — жирный (конденсатный) газ; 3— холодильник для газа высокого давления; 4 — жирный газ в систему сбыта; 5—пар; 6 — нагреватель; 7 — сепаратор высокого давления (126 ат и 26° С); 8 — главный абсорбер; 9 — сепаратор для газа, идущего на сбыт (56 аг); 10 — конденсат, в конденсатную систему; 11 — обогащенное абсорбционное масло; 12 — обогащенное абсорбционное масло в систему; 13 — абсорбционное масло нз жидкостного насоса высокого давления, освобожденное от конденсата; 14—резервуар для хранения газа, поступающего на рынок (38 аг); 15—16 — газ в систему сбыта; 17 — остаточный газ высокого давления, полученный прн десорбцнн; 18 — рекомпрнмнрованный газ; 19 — газ после абсорбера; 20 — скруббер высокого давления; 21 — газовые компрессоры (5600 л. с.); 22 — пропан нз дожнмного насоса; 23— нагнетательная скважнна.


Г


Рис. XII. 59. Установка для осуществления сайклинг-процесса на месторождении Кэти. Система регенерации абсорбционного масла и сбора конденсата [XII. 62].

1—конденсат нз системы высокого давления; 2 — выветривание конденсата (42 ат); 3 — выветривание конденсата (14 ат)\

4 — выветривание конденсата (2,45 ат)\ 5—насос; 6— перегонная колонна (2,45 анти);    7 —конденсат на изготовление

абсорбционного масла; 8—конденсат в емкость для хранения;

9 — газолин в перегонный куб; 10 — пары углеводородов; 11 — орошение; 12 — обогащенное абсорбционное масло в систему дистилляции; 13 — топливо; 14 — реабсорбер низкого давления (2,45 анти)', 15 — выветривание обогащенного абсорбционного масла (2,45 ат)',    16— пары нз уравнительной емкости; 17 —

абсорбционное масло; 18 — газ на рекомпрессню; 19 — остаточный газ; 20 — абсорбционное масло; 21 — обогащенное абсорбционное масло; 22 — реабсорбер промежуточного давления (14 ат); 23 — выветривание обогащенного абсорбционного масла (14 ат); 24 — обогащенное масло; 25 — реабсорбер высокого давления (42 ат); 26 — выветривание обогащенного абсорбционного масла (42 ат); 27 — обогащенное абсорбционное масло нз снсте-мы высокого давления; 28—абсорбционное масло; 29 — остаточный газ в систему сбыта.

Рис. XII. 60. Установка для осуществления сайк-линг-процесса на месторождении Кэти. Система дистилляции и стабилизации.


1 — обогащенное абсорбционное масло нз реабсорбцн» онной системы; 2 — абсорбционное масло в абсорбер;

3 — холодильник для абсорбционного масла; 4 — теплообменник; 5 — горячее абсорбционное масло в резервуар выветривания; 6 — выделившиеся пары (прн Т =* — 277° С); 7р » 8,8 абс. ат ъ t «=220° С; 8 — огневые подогреватели прямого действия; 9 — колонна    1

(6,3 аг); 10 — орошение; —приемник; 12 — газолин из конденсатной колонны (рнс. XII. 59); 13 — холодильник; 14 — углеводородные пары к реабсорберу низкого давления; 15 — промежуточная емкость для газолина (5,6 йт); 16—колонна № 2 (0,55 абс. аг); 17 — орошение; 18 — приемник; 19 — на хранение; 20— насос для перекачки горячего абсорбционного масла; 21 — абсорбционное масло к теплообменникам; 22 — питающий насос; 23 — депропаннзатор (20 абс. аг); 24 — орошение; 25 — углеводородные пары на рекомпрессню; 26 — излишки пропана в нагнетательную систему; 27 — промежуточная емкость (9 абс. ат); 28 — дебутаннзатор (7,75 абс. ат); 29 — орошение; 30 — газолин в емкость для хранения; 31 — бутан в емкость для хранения.

Промысловая сепарация и масляная абсорбция газа  »
Библиотека »