ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, КОНДЕНСАТА И ГАЗА ИЗ. Отличие нефти от конденсата


Газовый конденсат — Википедия РУ

Общие сведения

Газовый конденсат представляет собой бесцветную или слабоокрашенную жидкость. В природных условиях (в залежах), как правило, находится в газообразном состоянии. Конденсируется из природных (пластовых) газов при повышении давления (выше давления начала конденсации) и/или понижении температуры (точка росы по углеводородам). Состоит из бензиновых (интервал кипения от 30-80 до 200°С), керосиновых (200-300°С) и, в меньшей степени, более высококипящих компонентов. Для большинства газовых конденсатов выход бензиновых фракций составляет 70-85%.[1]

В зависимости от наличия/отсутствия в продукте газов различают нестабильный газоконденсат (сырой газоконденсат), который содержит в своём составе растворённые газы, и стабильный газоконденсат, получаемый путём дегазации нестабильного (в основном методом ректификации).

В свою очередь стабильный конденсат в зависимости от места производства делится на промысловый конденсат (lease condensate - англ.), получаемый непосредственно на промысле, рядом со скважиной, и заводской конденсат  (plant condensate - англ), производимый на газоперерабатывающих заводах.[2]

Источник

Источником газового конденсата являются углеводородные залежи.

Основной объём получают из газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений (залежей). Меньше - из попутного нефтяного газа в процессе промысловой подготовки нефти (при ее сепарации).[1] Некоторое (как правило, ничтожное) количество газоконденсата может находиться и в чисто газовых залежах.[3] 

Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см³[4].

При уменьшении давления, по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1—С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.

Ресурсы и запасы

На начало 2013 года в России перспективные ресурсы (C3) и разведанные извлекаемые запасы (A+B+C1) газового конденсата оценивались в 2 млрд тонн.[5]

Газовый конденсат может накапливаться в автомобильном газовом оборудовании. Жидкость коричнево-бурого цвета, имеет неприятный въедливый запах бензольных смол (в зависимости от состава газовой горючей смеси) может иметь гамму запахов от резкого ацетонового до запаха табачного дыма (это зависит от состава присадок, которые добавляют для запаха газа). Рекомендуется регулярно сливать из газового редуктора. Желательно не касаться его руками, т.к. это может быть опасно для здоровья.

Применение

См. также

Примечания

Ссылки

http-wikipediya.ru

Кто газовый конденсат выдает за нефть?

И снова слово моему любимому техасскому нефтянику Джеффри Брауну. В недавнем электронном письме он отметил, что на самом деле сегодняшний избыток нефти не совсем то, чем представляется.

Да, на нефтяных рынках и правда есть перенасыщение. Но какую его часть составляет собственно нефть, а какую - так называемый газовый конденсат? И почему эта проблема важна для понимания истинного положения дел в области мировых поставок нефти?

Чтобы ответить на эти вопросы, необходимо немного отвлечься и сделать некоторые пояснения.

Газовый конденсат состоит из очень лёгких углеводородов, которые переходят из газообразного в жидкое состояние, когда выходят на поверхность из нефтяных пластов, где они находились под высоким давлением. Этот конденсат обладает меньшей плотностью, чем нефть, и может затруднить переработку, если слишком большие его объёмы смешиваются с собственно нефтью. Напомним, нефтью специалисты называют углеводороды с плотностью менее 45 градусов АНИ - чем выше этот показатель, тем ниже плотность и тем "легче" вещество. Газовый конденсат определяется как углеводороды с плотностью между 45 и 70 градусами АНИ.

Сегодняшнюю ситуацию Браун называет "большим конденсатным обманом".

Он отмечает, что, по данным американского Управления энергетической информации (УЭИ), в декабре 2015 года чистый импорт нефти в США вырос по сравнению с предыдущим декабрём (газовый конденсат учтён в этих данных, но отдельно он не выносится). И здесь Браун задаётся резонным вопросом: почему импорт нарастает, несмотря на заявляемый рост запасов?

Частично ответ заключается в том, что с середины 2015 года производство нефти в США падает. Однако существенную роль играет и тот факт, что в своих отчётах УЭИ называет нефтью то, что на самом деле является смесью нефти и конденсата. Учитывая, что американские месторождения трудноизвлекаемой нефти поставляют огромные объёмы газового конденсата при использовании метода гидроразрыва пласта или фрекинга, в действительности Соединённые Штаты не производят нефть в тех количествах, о которых можно подумать, глядя на приводимые УЭИ показатели. Таким образом, по мнению Брауна, Америка залита конденсатом, а следовательно, импорт почти полностью должен состоять из собственно нефти.

Остаётся загадкой, какая часть добываемой в Америке и в мире нефти на самом деле является конденсатом. В большинстве случаев имеющихся данных просто недостаточно, чтобы выделить его объём.

Согласно предположению Брауна, в конце 2014 года масштаб переработки конденсата в США (а вероятно, и по всему миру) достиг предельно возможных величин, при превышении которых сохранение ассортимента нефтепродуктов становится невозможным. Это может значить, что запасы конденсата копятся быстрее, чем запасы нефти, то есть сбыт необходим именно конденсату.

Конденсат применяется для изготовления нефтяных смесей, когда более тяжёлая нефть смешивается с ним для получения того, что подходит под определение лёгкой нефти. Как правило, лёгкую нефть проще перерабатывать, отчего она считается более ценной. Проблема заключается в том, что характеристики смесей уступают несмешанной нефти сопоставимой плотности. Уже звучат жалобы нефтепереработчиков, что нефтяные смеси содержат слишком много газового конденсата.

Учитывая вышесказанное, мы можем попытаться ответить на поставленные в начале статьи вопросы.

Принято считать, что с 2005 по 2014 годы добыча нефти росла, хотя значительно более медленными темпами, чем в предыдущий девятилетний период - 15,7 процента с 1996 по 2005 годы в сравнении с 5,4 процента с 2005 по 2014 годы, по данным УЭИ.

Однако, по оценкам Брауна, прирост производства газового конденсата после 2005 года практически соответствует росту нефтедобычи с учётом конденсата. Другими словами, почти всё увеличение мирового производства нефти с 2005 года (составляющее 4 миллиона баррелей в день) можно отнести на счёт конденсата. А следовательно, добыча собственно нефти почти не изменилась в течение этого периода. В пользу этой гипотезы говорят рекордные или близкие к рекордным цены на нефть с 2011 по 2014 год включительно. Только в конце 2014 года, когда спрос ослаб, цены начали падать.

Таким образом, если Браун прав, и с 2005 года поставки нефти росли незначительно, а может, и вовсе оставались на одном уровне, то мир стал жертвой большого конденсатного обмана, который вызвал чувство самоуспокоенности в отношении поставок нефти.

"Нефтяные трейдеры принимают решения исходя из принципиально ошибочных данных", - заявил Браун в телефонном разговоре. Не соглашаясь с общепринятыми тенденциями на рынках (что для него не редко), он добавил: "Инвестировать надо, когда на улицах льётся кровь. Сейчас так и есть".

"Кто из нас в январе 2014 года считал, что через два года цены опустятся ниже 30 долларов? Если общее мнение оказалось ошибочным в 2014 году, может быть, оно и в 2016 году неверно?" - заметил он, коснувшись распространённого убеждения, что цены будут оставаться низкими в течение длительного времени.

Как полагает Браун, с 2005 года до сегодняшнего дня триллионы долларов ушли только на поддержание нефтедобычи на одном уровне. Теперь же, когда нефтяные компании сокращают бюджеты на геологоразведочные работы в условиях низких цен на нефть, а для существующих скважин по всему миру ежегодное снижение производства, по оценкам, составляет от 4,5 до 6,7 процента, восстановление спроса на нефть может очень быстро и значительно подтолкнуть цены вверх.

Правда, подобные перспективы затмеваются представлениями о росте нефтедобычи, которые могут оказаться ошибкой, возникшей в результате большого конденсатного обмана.

www.dal.by

Выпадающий конденсат - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Выпадающий конденсат

Cтраница 4

Однако выполнения окрасочных работ при 8 следует избегать, так как при температуре поверхности, близкой к точке росы, получить доброкачественную окраску ( особенно высококачественную) невозможно. Окрашенные поверхности внутри помещений не должны подвергаться резким колебаниям температуры во избежание повреждения их выпадающим конденсатом.  [46]

Для определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости и твердых частиц при испытании скважин перед приборами, измеряющими дебит газа, устанавливают сепараторы ( или сепарационные установки), позволяющие судить о загрязнении забоя и призабойной зоны, которое может оказать отрицательное влияние на результаты испытания. Такие сепараторы особенно необходимы для испытания газоконденсатных скважин, где требуется определить количество и качество выпадающего конденсата при различных давлениях и температуре, в условиях разных режимов работы скважины.  [47]

Вариант подачи конденсата в пластовую нефть возможен лишь при условии, если этот конденсат образовался при компримировании и охлаждении до 30 С. При отношении C3 / ( Cj C2) в пластовой нефти более 0 7 простейшие схемы подготовки газов концевых ступеней неприемлемы, так как значительно возрастает количество газов, поступающих на прием компрессорных станций ( при возвращении конденсата в пластовую нефть), резко растет упругость паров товарной нефти ( при подаче в нее конденсата) и количество выпадающего конденсата в газопроводах.  [48]

Газ / под большим ( 8 - 12 МПа) давлением поступает в сепаратор 1 - й ступени, где от него отделяется тяжелый газовый конденсат. В дросселе давление газа снижается на 4 - 5 МПа, за счет чего его температура резко падает и высоко-кипящие углеводороды конденсируются. Выпадающий конденсат отделяют в сепараторе 2 - й ступени, а газ, очищенный от тяжелых углеводородов / /, направляют потребителю.  [50]

При определенных термодинамических условиях, отдельные углеводороды могут переходить из газообразного состояния в жидкое. Жидкие углеводороды и свободная вода выпадают в газопроводе в виде конденсата. Количество выпадающего конденсата зависит от давления, температуры, углеводородного состава и влажности нефтяного газа, подаваемого в газопровод. Выпадающий в газопроводе конденсат приводит к образованию двухфазного потока. Жидкие пробки, которые возникают при определенных условиях, вызывают пульсацию давления и увеличивают гидравлические сопротивления потока.  [51]

В отличие от нефтеотдачи газоотдача мало зависит от соотношения вязкостей воды и газа, от давления и температуры. Значительно ниже коэффициенты конденсатоотдачи - 20 - 80 % - С понижением пластового давления конденсат ( тяжелые фракции) выпадает из газовой фазы, смачивает поверхность поровых каналов и при незначительной насыщенности пор оказывается неподвижным. Количество выпадающего конденсата при снижении пластового давления определяется экспериментально и по формулам, учитывающим воздействие различных факторов на процесс конденсации в пласте.  [52]

В межтрубном пространстве создается эмульгационный режим, обеспечивающий высокую эффективность процессов массопереда-чи и теплоотдачи. В трубном пространстве ведется процесс прямоточной конденсации поднимающегося прямого потока газа. Во избежание ст. екания выпадающего конденсата и для обеспечения интенсивного теплообмена в трубках создаются высокие скорости газа.  [53]

В процессе расчета может оказаться, что к некоторому моменту времени в отдельных сечениях ограждения упругость водяного пара достигает значений, соответствующих максимальным при температуре в этих сечениях. Это определяет начало выпадения конденсата. Расчетом по уравнению (11.61) можно установить количество выпадающего конденсата в предположении, что жидкая влага остается неподвижной. Для расчета перемещения влаги при сверхгигроскопической влажности обычно пользуются уравнениями теории влагопроводности.  [54]

Вдоль модели сделаны специальные отводы для измерения давления по длине модели. Данная цилиндрическая модель пласта позволяет получить практически линейное распределение давления по длине модели для одномерной фильтрации га-зоконденсатной смеси. Такое распределение давления по длине модели пласта дает основание предположить, что насыщение модели выпадающим конденсатом происходит равномерно по всей длине модели пласта. С целью предотвращения нарушения одномерности фильтрации и выноса песка на выходе из модели пласта установлен фильтр. За фильтром между выходом из пласта и фильтром, имеется промежуточное пространство, которое устраняет изменение направления потока после фильтра и исключает возможность появления местных потерь давления. Общая схема подключения и термостатирования цилиндрической модели аналогична схеме подключения параболической модели.  [56]

Количество выделяющегося в пласте конденсата изменяется от забоя к контуру питания пласта. Наиболее интенсивно конденсат выделяется в приза-бойной зоне, где происходит значительное снижение давления. В пределах при-забойной зоны практически с момента пуска скважины в эксплуатацию происходит накопление и вынос выпадающего конденсата. Величина насыщения по-рового пространства конденсатом связана со временем разработки и содержанием тяжелых компонентов углеводородов в составе пластового газа.  [57]

Количество выделяющегося в пласте конденсата изменяется от забоя к контуру питания пласта. Наиболее интенсивно он выделяется в призабойной зоне, где имеет место значительное снижение давления. В пределах призабойной зоны практически с момента пуска скважины в эксплуатацию происходят накопление и вынос выпадающего конденсата. Величина насыщения порового пространства конденсатом связана с временем разработки и содержанием тяжелых компонентов углеводородов в составе пластового газа. Поэтому при известной функциональной связи между насыщенностью и временем разработки в формуле (2.38) проницаемость и макрошероховатость становятся переменными во времени величинами. С увеличением насыщенности увеличиваются коэффициенты фильтрационных сопротивлений. В процессе разработки конденсация тяжелых компонентов углеводородов и насыщение призабойной зоны происходят при определенном режиме эксплуатации скважины и сравнительно постоянном пластовом давлении. После достижения некоторой величины насыщения призабойной зоны для заданного дебита начинается практически установившийся режим выпадения и выноса конденсата. Начало периода относительно стабильного режима выпадения и выноса конденсата зависит в основном от его содержания в пластовом газе. Теоретическое исследование данной задачи сопряжено с определенной трудностью, вызванной фазовыми переходами и неравномерностью насыщения пласта от забоя до контура питания пласта. Кроме того, имеющиеся теоретические исследования основаны на существовании закона Дарси и неприемлемы для практических расчетов. Поэтому влияние содержания конденсата в газе и радиуса насыщения, в пределах которого происходит вынос конденсата, на коэффициенты фильтрационных сопротивлений изучается на параболической модели пласта, моделирующего радиальное двухфазное движение газоконденсатной смеси. На рис. 12 приведена схема экспериментальной установки. Конденсат, находящийся в емкостях 12 и 13, подавался в пласт через регулятор 14 в отводы 7 или 8, предназначенные для подачи конденсата и измерения давления.  [58]

Помимо всех особенностей разработки, присущих чисто газовым месторождениям, в этом случае возникают сложные проблемы, связанные с отбором углеводородного конденсата. С одной стороны, это те вопросы, которые требуют своего решения при достижении максимально возможной конденса-тоотдачи пласта. С другой стороны, это вопросы поддержания или восстановления продуктивности скважин, поскольку наибольшее насыщение перового пространства выпадающим конденсатом происходит именно в призабойных зонах скважин, приводя к более или менее значительному снижению фазовой газопроницаемости.  [59]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, КОНДЕНСАТА И ГАЗА ИЗ

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 7

ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

 

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

1) напором краевых вод;

2) напором газа, сжатого в газовой шапке;

3) энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

4) упругостью сжатых пород;

5) гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта, Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

 

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ

 

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде

пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченным водой (рис, 6,1).

 

 

 

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

где σ - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;

R- радиус сферической поверхности столбика нефти;

r- радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков. газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

 

Рекомендуемые страницы:

lektsia.com

5. Физические основы вытеснения нефти, конденсата и газа из пористой среды

 

5.1. Источники пластовой энергии

 

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

  1. 1)      напором краевых вод;

  2. 2)      напором газа, сжатого в газовой шапке;

  3. 3)      энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

  4. 4)      упругостью сжатых пород;

  5. 5)      гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтя­ных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

 

5.2. Силы, действующие в залежи

 

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде про­порциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия пере­мещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 5.1).

 

Рис. 5.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.

 

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шаро­образную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капил­ляра и столбиком нефти:

, (5.1)

 

где s – поверхностное натяжение на границе нефть-вода; R – радиус сферической поверхности столбика нефти;

r – радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформи­руются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений – капиллярное давление:

 

. (5.2)

 

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем – эффект Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

 

studfiles.net