Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Рис.

2.20.

Схема

развития

механизма

вытеснения

выпавшего

конденсата

при закачке

обога-

щенного

газа

последующем

вытеснении

смеси

сухим

(пластовым)

газом:

/ — жидкий (выпавший) конденсат; // — закачиваемый

сухой

газ или пластовая газовая фаза;

III

- компоненты С

-С

из обогащенного газа; 0-5 - этапы процесса; жирная линия -

граница раздела фаз; тонкая линия — номинальные границы раздела фаз, соответствующие

исходной насыщенности выпавшим конденсатом (SJ и критической насыщенности жидкой

углеводородной фазой (S ,->S ,->S „„)

В отличие от процесса вытеснения нефти обогащенным газом, доста-

точно полно и широко исследованного Д. Кеном, Г.С. Стоуном и

И.

Крампом, С.Л. Заксом и другими исследователями, предложенный авто-

ром книги процесс имеет целью извлечение из пласта жидкой углеводород-

ной

фазы при насыщенности пласта этой фазой, равной или меньшей

критической

насыщенности. Экспериментальные исследования подтверди-

ли

принципиальную возможность перевода ранее выпавшего конденсата,

занимающего лишь небольшую долю порового пространства, в подвижное

состояние с помощью прокачки обогащенного газа.

Эксперименты

с целью оценки эффективности извлечения из пласта

выпавшего конденсата были выполнены применительно к типичному ГКМ

при

заданном давлении истощения 10 МПа (25 — 30 % начального пластово-

го давления) и постоянной температуре 62 "С в

сосуде

фазовых равновесий

PVT-8

и на физической модели пласта длиной 5 м. Контролировали

следу-

ющие параметры:

компонентный

состав отбираемой продукции (использовали хромато-

граф ЛХМ-8 МД);

объем жидкой и газовой фаз (с помощью пресса

ИП-6);

количество подаваемого обогащенного газа (с помощью калиброван-

ного поршневого контейнера КЖ-7);

текущие объем жидкой фазы и среднюю насыщенность в модели пла-

ста (определяли расчетным путем по материальному балансу).

сосуд

PVT-8

со смесью метана, этана, пропана и бутана в соотноше-

ниях,

отвечающих составу обогащенного газа (молярная доля 50, 24, 17 и

9 % соответственно), загрузили пластовый конденсат состава, близкого к

составу пластовой жидкой фазы истощенного до 10 МПа Вуктыльского

ГКМ.

В пластовых условиях (10 МПа, 62 °С) жидкая фаза составила 12,5 %

объема пор.

Очередную порцию обогащенного газа закачивали в

сосуд

после пред-

варительного изобарического удаления основной части газовой фазы. Всего

эксперименте было прокачано обогащенного газа немногим более

двух

поровых объемов. В процессе выполнения эксперимента исследовали со-

став, плотность, молярную массу добываемой из бомбы и модели пласта

газовой фазы, а для модели пласта — и вытесняемой жидкой фазы.

Результаты опытов в

сосуде

PVT-8, подтверждающие результаты рас-

четов по фазовым равновесиям, представлены на рис. 2.21. Они показыва-

141

ют, что выпавший конденсат интенсивно растворяет промежуточные ком-

поненты

из закачиваемого в пласт обогащенного газа. После прокачки

1,5

—

2 поровых объемов газа жидкая фаза увеличилась в объеме и приоб-

рела гидродинамическую подвижность. Этому также, вероятно, способст-

вовало снижение межфазного натяжения: расчеты с использованием пара-

хоров индивидуальных углеводородов свидетельствуют, что в проведенном

опыте после прокачки обогащенного газа в количестве приблизительно 1,5

поровых объема межфазное натяжение на границе раздела газовой и жид-

кой

фаз снижается приблизительно в 4 раза.

Методика одного из лабораторных экспериментов по оценке

эффек-

тивности вытеснения конденсата на модели однородного пласта (отдельно

взятого блока) состояла в том, что последовательно определяли проницае-

мость "чистой"

сухой

модели пласта по метану, затем модель пласта за-

полняли

пластовой жидкой фазой при давлении 10 МПа и температуре

62 °С. Определяли вязкость жидкой фазы при этих термобарических пара-

метрах и затем проводили вытеснение пластовой жидкой фазы пластовой

газовой фазой до практического исчезновения жидкой фазы в продукции

(рис.

2.22).

После этого проводили основной эксперимент по прокачке

обогащенного газа состава (молярная доля, %): метана — 50; этана — 24;

пропана

— 17; бутана 9 — через модель пласта. Проницаемость модели

пласта по метану при 10 МПа и 62 °С получена равной 10"

. Пористость

модели пласта 22 %. Вязкость пластовой жидкой фазы при 10 МПа и 62 °С

по

результатам непосредственных измерений составляла 0,116 мПа-с.

Остаточная насыщенность модели пласта пластовой жидкой фазой

после прокачки приблизительно

трех

поровых объемов пластовой газовой

фазы

составила 35 % объема пор, что отражает условия призабойной зоны

эксплуатационной

скважины.

Вытеснение пластовой жидкой фазы, а затем двухфазной ГКС произ-

водили с темпом, который соответствовал равновесным условиям: средняя

М,

г/моль;

5» ; КГФ, г1м

; р, г/м

100 — *

Рис.

2.21. График

изменения

параметров

га-

зовой

жидкой

фаз при

прокачке

обогащен-

ного

газа:

I, 4 — молярная масса С

газовой и жидкой

фаз

М; 2 — относительный объем S^; 3 —

КГФ;

5, 6 — плотность жидкой р

и газовой

РгФаз

Рис.

2.22.

Вытеснение

пластового

конденсата

равновесной

газовой

фазой:

Кся- — коэффициенты вытеснения

жидкой

фазы и углеводородов С

; S

—

насыщенность

модели пластовым конденса-

том

142

скорость продвижения фронта закачиваемого агента была равна приблизи-

тельно 10~

м/с.

Результаты эксперимента на модели пласта представлены на рис. 2.23.

Как

и в эксперименте в

сосуде

PVT, насыщенность пористой среды 5 (доли

объема пор) жидкой фазой возрастает по мере закачки обогащенного газа.

Насыщенность

модели пласта жидкой фазой достигает 50 — 60 % объема

пор

после закачки обогащенного газа в количестве менее 50 % объема пор.

сосуде

PVT такой насыщенности удалось достичь после прокачки 1,7 — 2

поровых объемов газа. Это объясняется тем, что в модели пласта исходная

насыщенность

жидкой фазой была почти в 3 раза более высокой, чем в

сосуде

PVT (35 и 12,5 % объема пор соответственно).

Максимальная

насыщенность порового пространства жидкостью со-

ставила приблизительно 68 %. При дальнейшей прокачке обогащенного

газа в продукции модели пласта стала быстро возрастать доля конденсата,

а насыщенность порового пространства жидкостью соответственно

уменьшилась. К моменту закачки 2,2 поровых объема газа насыщенность

жидкой фазой составляла всего около 10 %; плотность жидкой фазы р

также снизилась от начальной

0,592

до 0,38 г/см

. К этому времени было

извлечено 96 % остаточных запасов С

Аналогичный опыт на модели пласта длиной 10 м подтвердил высокую

эффективность

извлечения выпавшего конденсата из призабойной зоны

газом, на 50 % (молярная доля) обогащенным пропаном (рис.

2.24).

Проведенные эксперименты показали, что для достаточно полного из-

влечения выпавшего конденсата (80 — 90 %) путем прокачки обогащенного

газа необходимо повысить насыщенность пласта жидкой углеводородной

фазой

до 50 — 60 % объема пор. Для извлечения выпавшего конденсата из

призабойной

зоны необходимо прокачать около 50 % объема пор обога-

щенного

газа исследованного состава и затем вытеснить смесь, например,

Рис.

2.23.

Изменение

некоторых

параметров

при

прокачке

обогащенного

газа

через

мо-

дель

пласта

Рис.

2.24.

Извлечение

выпавшего

конденсата

(молярная

масса

130

г/моль,

плотность

0,8

г/см

)

процессе

прокачки

при

давлении

0 МПа и

температуре

60 °С

обогащенного

газа,

содержащего

50 %

метана

и 50 %

пропа-

на

(молярная

доля):

т| — коэффициент извлечения; S — насы-

щенность порового пространства конденса-

том; о и С

— содержание конденсата и

пропана

в продукции;

ПЛ

/У

— приведен-

ный

объем добытого газа

143

пластовой газовой фазой (должно быть прокачано до 0,7

—

1 объема пор

этой "буферной" газовой фазы).

Для участков пласта, удаленных от эксплуатационной скважины и ха-

рактеризующихся насыщенностью приблизительно 12 % объема пор, не-

обходима прокачка приблизительно

двух

поровых объемов обогащенного

газа с последующим вытеснением смеси пластовой газовой фазой

(потребный объем прокачки этой "буферной" газовой фазы 1 — 1,5 поро-

вых объема).

На

модели пласта длиной около 1 м выполнен эксперимент, в котором

моделировали удаленную от эксплуатационной скважины зону пласта с на-

сыщенностью выпавшим конденсатом около 12 % объема пор. Проницае-

мость модели составляла около 10"

, пористость 26,8 %. В отличие от

описанного выше в этом подразделе эксперимента (на модели пласта дли-

ной

5 м) в данном

случае

исходную насыщенность пористой среды жидкой

фазой

(выпавшим конденсатом) создавали путем истощения ГКС от давле-

ния

выше давления начала конденсации до заданного давления 10 МПа. Бы-

ла изменена также методика контроля компонентного состава продукции

модели пласта в процессе вытеснения при 10 МПа истощенной двухфазной

ГКС

обогащенным газом: всю продукцию направляли сначала на блок от-

бора и анализа БОТАН, а затем с помощью ловушек разделяли на жидкую

газовую

фазы и анализировали каждую фазу на хроматографе ЛХМ-

8МД. Использование БОТАНа давало возможность оперативно получать

информацию по текущему составу продукции и его динамике.

В данном опыте молярная доля компонентов (%) обогащенного газа

следующая: С, -

64,82;

- 9,21; С

- 9,83; С

15,96;

- 0,18;

+ С

35,00.

Молярная масса С

была равна 46,8 г/моль. Ре-

зультаты представлены в табл. 2.6 и на рис. 2.25, 2.26. Обращает на себя

внимание то обстоятельство, что выпавший конденсат появляется в про-

дукции лишь после закачки 4,5 поровых объема обогащенного газа. Такое

"запаздывание" объясняется тем, что, во-первых, хотя для увеличения на-

сыщенности жидкой углеводородной фазой (ЖУФ) до критической по

Таблица

2.6

Динамика

состава

продукции

при

вытеснении

ГКС

обогащенным

газом

Объем

за-

качки

газа,

объемы

пор

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,131

Молярная

доля,

с,

85,0

84,9

84,7

83,4

82,0

79,9

78,0

75,8

72,5

67,7

63,0

61,4

63,4

65,4

65,7

14,0

13,9

14,4

15,6

17,2

19,3

21,2

23,4

26,7

30,4

34,4

36,6

35,3

34,3

34,2

1,02

1,01

0,97

0,95

0,92

0,84

0,74

0,64

0,74

1,85

2,36

1,82

1,09

0,53

0,46

КГФ,

г/м

39,5

39,2

38,7

37,0

36,3

35,5

32,8

29,3

25,8

30,7

94,6

129,7

102,3

60,2

28,3

24,1

Молярная

масса,

г/моль

2-4

35,4

35,7

36,4

37,8

39,4

40,6

41,6

42,3

43,4

44,7

45,8

46,4

46,0

46,1

92,2

91,6

91,2

90,9

91,2

92,1

93,2

94,7

96,3

99,0

120,7

129,1

132,7

131,4

127,7

125,2

144

Рис.

2.25.

Изменение

молярной

доли

легких

(а - г) и тяжелых (3- з)

компонентов

в про-

дукции

при

вытеснении

ГКС из

модели

пласта

обогащенным

газом

пласту в среднем достаточно, согласно расчетам, прокачать около 1,5 по-

ровых объема обогащенного газа, все же движение ЖУФ начнется сначала

вблизи зоны закачки, так как эта зона по отношению к обогащенному

газу

работает как фильтр-поглотитель С

, а во-вторых, в двухфазном по-

токе движение ЖУФ отстает от движения газовой фазы тем сильнее, чем

меньше превышение насыщенности ЖУФ над критической насыщеннос-

тью и чем больше соотношение вязкости ЖУФ и газовой фазы.

Анализируя факторы, влияющие на интенсивность увеличения насы-

щенности

пласта жидкой углеводородной фазой и соответственно на эф-

фективность

вытеснения выпавшего конденсата при прокачке через пласт

обогащенного газа, автор пришел к выводу, что в качестве определяющего

насыщенность

параметра можно принять следующий безразмерный ком-

плекс:

а-

(2.12)

где AS = Б

— S

; Б

— наименьшая насыщенность пласта жидкой углево-

дородной фазой, принимаемая как нижний порог, при котором обеспечи-

вается минимально приемлемый промышленный дебит выпавшего конден-

145

сата; S

— насыщенность пласта выпавшим конденсатом в момент начала

закачки

обогащенного газа; М

ак

— молярная масса выпавшего конденсата;

— число компонентов в обогащенном газе; m

— молярная доля г-го

компонента

в обогащенном газе; К, — константа фазового равновесия 1-го

компонента

обогащенного газа при пластовых условиях в момент закачки

обогащенного газа, когда насыщенность пласта жидкой углеводородной

фазой

увеличилась до Б

(результирующий состав углеводородной смеси

определяет величину давления схождения р

для смеси).

Приняв

конкретные значения факторов, входящих в состав параметра

о, возможно найти зависимость текущей насыщенности пласта S жидкой

углеводородной фазой от а при заданных объемах закачанного газа. На

рис.

2.27 приведена подобная зависимость для серии опытов, различаю-

щихся только составом обогащенного газа. В расчетах принято S

= 0,70

объема пор; S

= 0,125 объема пор; л = 4(С,, С

, С

);

—

79,2 г/моль; р

С1

= 20+35 МПа. Из рис. 2.27 видно, что значения а = 0,9+1,0

отвечают равновесной области — насыщенность пласта жидкой фазой

практически

не меняется при прокачке от 0,5 до 5 поровых объемов газа,

значения

о < 0,9 определяют область инверсии, насыщенность возрастает

до момента закачки приблизительно одного порового объема газа, а за-

тем, не достигнув величины S

= 0,35+0,4 объема пор, начинает сни-

жаться.

Насыщенность

достигает значений S > S

только при о > 1,2.

Естественно, значения о и S = S(o) для каждой газоконденсатной сис-

Рис.

2.26.

Изменение

параметра

фильтрации

(а),

молярной

доли

(б),

молярной

массы

(в) и

коэффициента

извлечения

(г) С„ при

прокач-

ке

обогащенного

газа

через

модель

истощен-

ного

(10 МПа)

вуктыльского

газоконденсатно-

го пласта

Рис.

2.27.

Зависимость

S = S[a)

(объемы

пор)

при

различных

объемах

закачанного

обо-

гащенного

газа:

1, 2, 3, 4, 5 -

объем

газа

соответственно

5; 3;

2; 1 и 0,5

(объемы

пор)

1,0 1,5

146

темы необходимо определять, принимая характерные для этой системы

значения

факторов, образующих параметр о. Выполненные автором экс-

перименты свидетельствуют о возможности оптимизации процесса вытес-

нения

выпавшего конденсата обогащенным газом, основанной на анализе

зависимости насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой от без-

размерного параметра о.

2.3

Метод

доразработки

истощенного

газоконденсатного

месторождения

режиме

подземного

хранилища

газа

Значительное количество газоконденсатных месторождений, в том числе в

России,

уже выработано или находится на завершающей стадии разработ-

ки.

Поскольку остаточные запасы жидких углеводородов в недрах этой

группы ГКМ весьма велики (50 — 60 % от начальных запасов), то

существу-

ет актуальная проблема повышения конденсатоотдачи объектов, характе-

ризующихся истощенными энергетическими ресурсами, а именно, низким

пластовым давлением.

В своих исследованиях автор

уделил

внимание этой важной проблеме.

Результаты теоретических и экспериментальных работ 70

—80-х

годов поз-

волили сделать вывод о том, что одним из реальных вариантов ее решения

является эксплуатация истощенного газоконденсатного месторождения в

режиме подземного хранилища газа. Технико-экономические предпосылки

данной

технологии, в которой сочетаются регулирование сезонной нерав-

номерности

газопотребления в конкретном регионе и доразработка оста-

точных запасов конденсата, состоят в том, что материальные и финансо-

вые потребности при добыче жидких углеводородов в этом

случае

сущест-

венно

сокращаются вследствие "попутного" характера производства.

В данном разделе анализируются результаты исследований автора и

его коллег по этой проблеме.

При

фильтрации газовой фазы на начальной стадии разработки газо-

конденсатного пласта содержание С

в газовой фазе может быть весьма

значительным.

Начальное содержание конденсата (г/м

) в пластовом газе для отдель-

ных ГКМ было следующим: Ново-Троицкое — 427, Вуктыльское — 360,

Уренгойское (валанжин) — до 300.

Однако по мере снижения пластового давления содержание С

в га-

зовой фазе падает вследствие уменьшения растворяющей способности ме-

тана, основного компонента газовой фазы, при падении давления в си-

стеме.

Поведение сжатых одно- или многокомпонентных углеводородных га-

зов как растворителей конденсата или его аналога изучалось многими ис-

следователями. Интерес для нас представляют работы Б. Сейджа,

147

Т.П.

Жузе, С.Л. Закса, А.Ю. Намиота, Г.С. Степановой

и др. [11, 15, 29,

42, 47].

Б.

Сейдж изучал,

частности, влияние степени обогащения системы

метан — н-бутан — н-декан промежуточным компонентом (н-бутаном)

на

распределение н-декана

между

жидкой

газовой фазами при температурах

от 15

до 137

"С

давлениях

от

0,8

до

34,5 МПа.

В области низких давлений, соответствующих условиям истощенного

газоконденсатного пласта (5—10 МПа), растворимость н-декана

газовой

фазе весьма ограниченна

незначительно изменяется при изменении

со-

держания н-бутана

этой фазе (рис.

2.28).

Константы фазового равновесия

н-декана

области столь низких давлений

не

превышают

0,07-0,08,

ос-

новная

масса н-декана сосредоточена

жидкой фазе независимо

от

коли-

чества промежуточных компонентов (н-бутана)

системе.

Г.С. Степанова экспериментальным путем исследовала растворимость

сухом

газе (метане) углеводородов различных групп

целью вскрыть

природу пластовых потерь конденсата при разработке ГКМ

на

истощение.

Результаты выполненных

ею

расчетов показали,

что чем

выше пластовое

давление, при котором начата закачка газа, т.е. чем больше масса закачи-

ваемого газа, тем более резко изменяются фракционный состав

и его

содержание

газе. При давлении

5,4

МПа фракционный состав С

газо-

вой

фазе (как

и в

жидкой) изменяется очень незначительно, количество

перешедшего

газовую

фазу конденсата (С

)

первый период закачки

несущественно увеличивается (от

59 до 64

г/м

). После закачки более одно-

го порового объема газа содержание С

газовой фазе несколько умень-

шается. Исследователь объясняет увеличение концентрации

процессе

закачки

сухого

газа при низких давлениях тем, что при давлениях, близких

n-C,,,r/»i

и-С„,У.

20 я-С

Рис.

2.28.

Зависимость

содержания

н-С

равновесной

газовой

фазе

от

содержания

ней

н-С, для

системы

С,+н- С.+н- С.,

при

71,1

°С

1,2,

—

давление

соответственно

15,52;

10,35

5,52 МПа

р,

МПа

Рис.

2.29.

Эффективность

туймазинского

попутного

газа

(кривые

1 , 2 ) и

диоксида

углерода

(кривые

/, 2) как

растворителей

нефти:

1' —

Ромашкинского месторождения

(Татарстан);

2, 2'

— Туймазинского место-

рождения (Башкортостан)

148

давлениям максимальной конденсации этана, пропана и бутанов, присут-

ствие их в газовой фазе уменьшает ее растворяющую способность по от-

ношению

к конденсату. Делается ссылка на данные Б. Сейджа (см. рис.

2.28),

согласно которым при температуре 71,1 "С и давлении 5,52 МПа из-

менение

молярной доли в газовой фазе н-бутана от 0 до 18 % слабо влияет

на

растворимость н-декана в газовой смеси, состоящей из метана и бутана,

вызывая все более заметное уменьшение растворимости по мере возраста-

ния

количества н-бутана в газе свыше 8—12 %.

На

примере Вуктыльского ГКМ Г.С. Степанова проанализировала

влияние

различных факторов на коэффициент дополнительного извлечения

конденсата. Наибольшее влияние на интенсивность извлечения конденсата

оказывают объем закачанного газа и пластовое давление, в значительно

меньшей степени — состав газа. Изменение состава газа в широком диа-

пазоне

столь мало влияет на извлечение конденсата, что делается вывод о

технологической нецелесообразности обогащения газа промежуточными

компонентами

при проектировании сайклинг-процесса, хотя не отрицается

возможность получения определенного эффекта от добавления в закачива-

емый газ пропан-бутановой фракции на начальной стадии разработки

ГКМ.

Отметим, что К.С. Басниев с соавторами предложил метод добычи

выпавшего в пласте конденсата, также основанный на обогащении закачи-

ваемого газа пропан-бутановой смесью и являющийся разновидностью час-

тичного сайклинг-процесса.

С.Л. Закс провел экспериментальные исследования по извлечению из

пористой

среды нефтей различного состава углеводородными газами высо-

кого давления (10 — 40 МПа) при температурах от 20 до 140 °С. Было

уста-

новлено,

что с повышением пластового давления растворимость нефти в

прокачиваемом газе увеличивается, причем возрастает средняя молярная

масса перешедших в

газовую

фазу углеводородов. Обогащение газа, со-

держащего в основном метан, промежуточными компонентами (этан, про-

пан,

бутан) и углекислым газом увеличивает растворимость в газе нефти. С

повышением

давления влияние состава газа на количество переходящих в

газовую

фазу углеводородов уменьшается (рис.

2.29).

Т.П.

Жузе изучала растворимость в сжатом до 20 — 50 МПа природном

газе нефтей многих отечественных месторождений. На рис. 2.30 приведены

изотермы растворимости фракций, выделенных из нефтей парафиновой,

нафтеновой

и ароматической природы. По своим характеристикам фрак-

ции

близки к газовым конденсатам (табл. 2.7). Природный газ содержал

(массовая доля, %): метана — 74,2, этана — 11,9, пропана — 7,2, бутана —

4,3 и пентанов — 2,4. Исходное соотношение нефти и газа (по массе) во

всех

опытах было близко к единице. Было установлено, что растворимость

углеводородов в газе зависит от их состава и увеличивается с ростом тем-

пературы и давления. В исследованном диапазоне давлений

(20-50

МПа),

значительно больших давлений, характерных для завершающей стадии

разработки месторождений (5—10 МПа), растворимость нефти резко пада-

ет по мере приближения давления к нижней границе интервала. Отмечается

повышение

растворимости фракций в газе по мере возрастания отноше-

ния

масс фракции и газа. С увеличением содержания легких компонентов

широкой фракции растворимость ее в газе растет при прочих равных

условиях, однако это справедливо только при сходном групповом составе

фракций.

Был получен вывод, что при относительно высоких давлениях и

температурах групповой и химический состав нефти мало сказывается на

149

Рис.

2.30. Изотермы растворимости в сжатом при-

родном

газе

широких

фракций нефти парафинового

(кривая

1), ароматического (кривая 3) и нафтенового

(кривая

4) основания при 50 °С (см. табл. 2.7)

ее растворимости в газе, в то время как

при

низких давлениях и температурах су-

ществует взаимозависимость состава неф-

ти и ее растворимости в газе. Отсюда,

очевидно, можно сделать вывод, что на

завершающей стадии разработки газокон-

денсатонефтяных месторождений при от-

носительно низких пластовых давлениях

(около

5—10 МПа) возрастает роль экс-

периментальных исследований в прогно-

зировании

поведения конкретных газо-

конденсатных и газоконденсатонефтяных

смесей.

С.Н.

Бузинов с сотрудниками при

участии автора экспериментальными ме-

тодами исследовал процесс испарения вы-

павшего конденсата при эксплуатации га-

зоконденсатного месторождения в режиме

подземного хранилища газа. В качестве

физической

модели пласта использовали

трубу

длиной 1 м с внутренним диаметром 4,3 • 10~

м, в которой был ут-

рамбован кварцевый песок. Проницаемость модели составляла 2- 10~

пористость — 25 %. Сначала воспроизводили процесс истощения газокон-

денсатного пласта от давления 17,2 МПа (давление начала конденсации) до

3,4 МПа при заданной пластовой температуре 21 "С. Пластовый газ началь-

ного состава моделировали многокомпонентной углеводородной смесью,

содержащей (молярная доля, %): С, - 87,2; С

- 7,0; С„ - 2,0; С

- 3,8.

Начальное количество стабильного конденсата (С

) в газе составляло

около

157 г/м

, молярная масса — 95,4 г/моль. После истощения модели

пласта в нее закачивали газ, повышая пластовое давление в разных опытах

до 5,9; 9,8 и 14,7 МПа. Систему выдерживали для установления межфазного

равновесия в течение 5—10 сут. Затем из модели пласта отбирали пробы

40 р, МПа

Таблица

2.7

Характеристика

широких

нефтяных фракций

Номер

фрак-

ции

(номер

кривой

на

рис.

2.30)

Тип

фракции

Парафиновая

Ароматическая

Нафтеновая

Плот-

ность,

г/см

0,7863

0,8001

0,8542

0,8392

Содержание

фракции

(%),

выкипающей до

температуры,

°С

250

55,9

39,1

55,8

47,2

450

96,2

97,2

88,5

Содержание

углеводоро-

дов

(%) во

фракции

НК-

250 °С

пара-

фино-

вых

нафте-

новых

арома-

тиче-

ских

150