- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
Количественные характеристики углеводородных смесей и их изменение при различных термобарических условиях имеют важное значение при обосновании технологии разработки и эксплуатации газоконденсатных залежей, а также при проектировании режимов работы технологических промысловых установок при подготовке газа и конденсата. Для этого проводится комплексное исследование свойств пластовой углеводородной смеси, в результате которых устанавливаются следующие газоконденсатные характеристики залежи:
- состав пластового газа и содержание в нем конденсата;
- давление начала конденсации углеводородов в пласте и давление максимальной конденсации;
- фазовое состояние газоконденсатной системы в пластовых условиях;
- изотермы конденсации пластового газа;
- количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температурах;
- потери конденсата (углеводородов, остающихся в пласте) при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения его в процессе и за весь срок эксплуатации залежи;
- количество конденсата (и его состав), извлекаемого из газа по мере падения давления в залежи в процессе ее эксплуатации.
Подлежат исследованию также фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей как в условиях скважин, так и газосепараторов и газопроводов. Процессы фазовых превращений углеводородных смесей исследуются в лабораторных условиях, на которые требуется много времени, наличия точной аппаратуры на высокое давление, а также непрерывности процесса отбора и анализа проб. Однако, например, при разработке первых месторождений Краснодарского края было установлено, что добыча конденсата по отдельным месторождениям на 3040% ниже рассчитанной по лабораторным данным. Тем не менее, лабораторные исследования являлись основным методом прогнозирования фазовых превращений при разработке ГКЗ.
Вместе с тем развитию расчетных методов уделялось и уделяется большое внимание, однако из-за многообразия составов ГК – смесей, в которых компоненты "кипят" в широком диапазоне температур, создать аналитически строгие расчетные методы сложно, поэтому чаще используют в расчетах приближенные методы.
Приближенные расчеты. Расчетные методы оценки фазового состояния углеводородов основаны на законе Дальтона-Рауля:
|
|
(3.2) |
где Р - общее давление смеси;
уi и xi - молярные концентрации компонентов соответственно в паровой и жидкой фазах;
Qi - давление насыщения паров индивидуальных компонентов смеси.
Левая часть уравнения (3.2) - парциальное давление i -го компонента в паровой фазе; правая – парциальное давление того же компонента в жидкой фазе.
Уравнение (3.2) описывает условие равновесия системы. При нарушении его вследствие влияния температуры или давления в системе начинается перераспределение углеводородов между фазами. Это продолжается до тех пор, пока парциальные давления каждого компонента в газе и жидкости не станут одинаковыми.
Углеводороды, имеющие при данной температуре большее давление насыщенных паров, чем общее давление в системе, будут иметь и более высокую концентрацию углеводородов в паровой фазе, чем в жидкой, и наоборот.
Используя (3.2), при заданных Р и Т можно рассчитать концентрацию любого компонента в одной из сосуществующих в равновесии фаз, если известна его концентрация в противоположной фазе.
Понятие «константа фазового равновесия» нельзя признать точным, т.к. соотношение уi / хi, действительно постоянно при фиксированных значениях Р и Т лишь для идеальных растворов (когда это соотношение не зависит от состава сосуществующих фаз), и тогда константы равновесия следует называть идеальными константами.
В общем случае константы равновесия определяют двумя методами:
- экспериментально;
- расчетным способом.
Суть первого приема заключается в том, что в сосуд высокого давления помещается исследуемая газоконденсатная смесь и в нем создаются определенные Р и Т (термодинамическое равновесие фаз). При постоянных Р и Т специальными пробоотборниками отбираются пробы паровой (газовой) и жидкой фаз и на хромотографах любого типа определяют компонентные составы фаз (обычно в молярных долях, возможно и объемных процентах). Результаты от деления полученных величин в паровой и жидкой фазах дают для данных Р и Т значения константы фазовых равновесий. Затем изменяют Р и Т в установке и снова вычисляют результаты и т.д. Удобнее при этом фиксировать для системы Т, так как разработка ГКЗ протекает в виде изотермического понижения давления в залежи.
При низких Р и Т константы равновесия углеводородов мало зависят от состава смеси. При высоких Р и Т они могут быть найдены экстраполяцией их действительных значений, если известно давление схождения, значение которого определено составом смеси.
Экспериментальное определение Кi - весьма длительная и сложная процедура, так как моделирование в аппаратах высокого давления (автоклав РVТ) не учитывает влияния пористой среды (т.е. капиллярных, поверхностных сил и возможного выпадения твердой фазы из растворов). Определенные экспериментально значения Кi нельзя использовать для других составов исходной смеси.
Следовательно, при эксплуатации газоконденсатной залежи, газонефтяной (ГНЗ) и нефтяной (НЗ), когда составы продукции скважины изменяются непрерывно, эксперименты необходимо вести тоже непрерывно, что практически невозможно. Таким образом, объективно необходим аналитический вариант оценки К.
С физической точки зрения "летучесть" - это "исправленная упругость насыщенных паров компонентов идеальных растворов" или "исправленное" парциальное давление компонентов идеальных газовых смесей. "Летучесть" fi - «исправленное» давление, после подстановки значения которого в уравнение идеальных газов или растворов они становятся пригодными для описания свойств реальных газов и растворов. При этом "летучесть" при различных Р и Т должна определяться экспериментально для каждого реального газа.
Для идеального однокомпонентного газа "летучесть" f равна общему давлению Р, а для смеси идеальных газов - парциальному давлению компонентов, т.е. fi = Уi·Р.
При термодинамическом равновесии паровой и жидкой фаз имеет место равенство давлений, температур и химических потенциалов компонентов в фазах. При равенстве фазовых давлений и температур химические потенциалы компонентов численно равны летучестям компонентов смеси в фазах.
В расчетах фазовых равновесий используются также уравнения фазовых концентраций, методика определения констант фазового равновесия по давлению схождения и др. [39].