Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

• Название: Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
• Дата: 28.01.2020
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc
• Тип: Документы; #106122
• страница: 6 из 65

2.1.2. Классификация месторождений

2.1.2.1. Месторождений по составу углеводородов

а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность  0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);

б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%,   1.1);

в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%,   0.7-0.9).

г) газогидратные - газ в твердом состоянии.

2.1.2.2. Газоконденсатных месторождений по фазовым состоянию

а) однофазные насыщенные - пластовое давление р_пл равно давлению начала конденсации р_к ; б) однофазные ненасыщенные - р_пл > р_к ; в) двухфазные - р_к >р_пл ;

г) перегретые - пластовая температура Т_пл больше крикондентермы Т_max.

2.1.2.3. Газоконденсатных месторождений по содержанию конденсата

Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата С₅₊ в 1м³ пластового газа подразделяются на следующие группы:

I - незначительное содержание до 10 см³/ м³;

II- малое содержание от 10 до 150 см³/ м³;

III- cреднее содержание от 150 до 300 см³/ м³;

IV- высокое содержание от 300 до 600 см³/ м³;

V - очень высокое содержание свыше 600 см³/ м³.

2.1.2.4. Газовых и газоконденсатных месторождений по содержанию нефти

а) залежи без нефтяной оторочки или оторочкой непромышленного значения;

б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.

2.1.2.5. Месторождений по величине начального пластового давления

а) низкого давления- до 6 МПа; б) среднего давления - от 6 до 10МПа;

в) высокого давления - от 10 до 30МПа; г) сверхвысокого давления - свыше 30МПа.

2.1.2.6. Месторождений по дебитности (максимально возможный рабочий дебит)

а) низкодебитные - до 25 тыс. м³/сутки; б)малодебитные - 25-100 тыс. м³/сутки;

в) среднедебитные - 100-500 тыс. м³/сутки; г) высокодебитные - 500-1000 тыс. м³/сутки; д) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м³/сутки.

2.1.3. Методы определения типа залежи по составу и фазовому состоянию

2.1.3.1. Методы разделения залежей по составу[7]

Определение типа залежи по газоконденсатному фактору. Газоконденсатный фактор К_г - количество газа в кубических метрах, приходящихся на 1м³, получаемой жидкой продукции - конденсата.

К газоконденсатным относят залежи из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости плотностью 740-780 кг/м³ с К_г= 900-1100м³/м³. Нефтяная залежь - К_г < 630-650 м³/м³.

Определение типа залежи по Коротаеву:

а)газовые - i-С₄Н₁₀ / n-C₄H₁₀ =g>1;

б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;

в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.

2.1.3.2. Определение типа залежи по фазовому состоянию пластовой смеси[4,5]

Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов следует пользоваться характеристиками фазовых превращений, протекающих по разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.2.2.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой. На диаграмме (рис.2.2) кривая точек кипения “a” - граница однофазного жидкого и двухфазного парожидкостного состояний, а кривая точек росы “ b” - граница однофазного газообразного и двухфазного парожидкостного состояний. Эти кривые сходятся в критической точке К. Критическая точка – максимальное значение кривой точек кипения по температуре, но не давления. Максимальному давлению этой кривой соответствует точка N , называемая криконденбарой. Для кривой точек росы – критическая точка максимальна по значению давления, но максимальному значению температуры соответствует точка М, которая называется крикондентермой. Таким образом, на фазовой диаграмме многокомпонентной смеси эти точки соответствуют максимальным значениям давления и температуры. Указанные точки в совокупности с критической ограничивают две особые области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. Это ретроградные области, которые носят названия: обратной конденсации - ограничена кривой KDM и обратного испарения - ограничена кривой NHK.

Фазовая диаграмма (рис. 2.2.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.

Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.

Если пластовое значение температуры смеси Т_пл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT₄), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.