Перейти к основному содержанию

Залежь газоконденсатная

ЗАЛЕЖЬ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ — залежь газа с высоким пластовым давлением (Рплоскость > 100 атм), в составе газовой фазы которой наряду с углеводородами Ci, С2, Сз (метан, этан, пропан) содержит в растворенном состоянии углеводороды См (бутан), вплоть до углеводородов, входящих в состав лигроина и керосина. В отличие от чисто газовых залежей и газовых шапок, где в составе газа могут быть также тяжелые углеводороды (бензиновая фракция), в 3. г. при снижении пластового давления происходит выпадение в жидкую фазу растворенных, в порядке ретроградного испарения, тяжелых углеводородов. 3. г. могут быть подразделены на: 1) газоконденсатные, в которых флюид находится в однофазовом газовом состоянии; двухфазовые — шапка конденсатного газа с оторочкой нефти (Шахназаров, 1944, предложил называть их псевдоконденсатными). По содержит конденсата Рейд предложил подразделять 3. г. на сухие (135 см3/м3), тощие (270 см3/м3) и жирные (больше 270 см3/м3). Конденсат обычно имеет плотность 0,786 и ниже (Маскет, 1953). В основе образования 3. г. лежат ретроградные процессы испарения и конденсации, сущность которых заключается в том, что при строго определенном давлении для двухфазной смеси (газ и жидкость) данного состава и при температурах выше кри-тических изотермическое повышение давления приводит к испарению жидкой фазы, а изотермическое снижение давления — к конденсации газовой фазы. В двухфазной системе углеводородный газ — жидкая нефть газ растворяется в нефти пропорционально росту давления, но при достижении некоторого критического давления нефть начинает растворяться в остающемся газе и при дальнейшем повышении давления при соответствующей температуре вся система превращается в однофазовый газообразный флюид. Впервые ретроградная (обратная) конденсация была обнаружена Кальете в опытах с воздухом и углекислотой, а позже Куененом (1892) для смеси СН3С и С02; на углеводородных смесях ретроградные явления впервые изучили Кац (1937—1953) и Сэж (1936—1955). Если конденсатный газ в пласте насыщен влагой и происходит ретроградная конденсация с образованием двух несмешивающихся жидкостей, то такая конденсация называется «двойной ретроградной конденсацией». Непременным условием возможности образования 3. г. в процессе погружения вмещающих горная порода является наличие такой системы газ — нефть, в которой газ будет в достаточном количестве, чтобы обеспечить, за вычетом его части, растворенной в нефти, сохранение газовой фазы над нефтью. Удельный вес конденсата колеблется в пределах от удельный вес газовых бензинов до удельный вес легкой нефти. Однако полный переход в газовую фазу всех компонентов обычной нефти (конденсат ,— нефти) возможен только при значительных давлениях и температурах. В опытах Жузе и другие (1964) по растворимости нефти (0,859) Степновского месторождения в газе из того же месторождения установлено, что только при давлении 800 кг/см2 и 200 °С удельный вес конденсата и нефти сравнялись. Поэтому в большинстве случаев наблюдаемые 3. г. в пределах изученных глубин имеют оторочку нефти (например месторождение Кара дат). 3. г. начинают встречаться в СССР с глубины 1050 м (в м-нии Песчаный Умет Рпл 102 атм.); максимальная их^ глубина в м-нии Карадаг (3500 м, Рпл 400 атм.). Газовый фактор конденсатных газов колеблется от 3000 до 250 тысяча м3/м3 конденсата. При газовом факторе менее 150 тысяча м3/м3 (более 60 см3 конденсата на 1 м3 газа) скважины должны эксплуатироваться с применением сайклинг-процесса (обратная закачка в пласт отработанного газа для того, чтобы поддержать пластовое давление и недопустить выпадения конденсата в пласте) и в этом случае отдачу конденсата пластом можно поднять выше 90% (смотри Газоконденсаты). М. Ф. Двали.


Поделиться с друзьями


 


Mineralmarket