Расчеты показывают (рис. 1.35, б), что для давления 3 и 6 МПа (ветвь прямого испарения) для полного извлечения углеводородов С2 — С4 требует­ся существенно меньшее количество закачиваемого газа. Компоненты С5 — С8 (рис. 1.35, в) извлекаются при давлениях ниже давления максимальной конденсации полнее, чем при давлениях до максимальной конденсации ( в исследуемом диапазоне). И лишь наиболее тяжелые фракции (Ммол = 161 и выше) эффективно переходят в газовую фазу при более высоких пласто­вых давлениях. Так, для добычи всех запасов углеводородов С2 — С4 следует прокачать 0,3 относительной единицы измерения объема закачиваемого метана при давлении 3 МПа и около двух — при давлениях 16 и 22 МПа. Прокачка двух относительных единиц измерения метана позволяет извлечь 80 % фракции Ф, при давлениях воздействия 3 МПа, 65 % при 6 МПа, 60 % при 7,7 МПа, 57 % при 16 МПа и 72 % при 22 МПа. В целом, с учетом до­полнительного извлечения при истощении до более низких давлений, при равном количестве закачиваемого сухого газа извлечение углеводородов С5+ в диапазоне давлений 3 — 7,7 МПа соизмеримо с извлечением при воз­действии в диапазоне давлений 7,7 — 22 МПа (рис. 1.35, г).

Таким образом, исследования, с одной стороны, показали, что воздей­ствие на газоконденсатный пласт неравновесным газообразным агентом (сухой газ) в областях прямого испарения не снижает удельную компонентоотдачу (на 1 м3 закачиваемого газа) пласта по сравнению с воздействием при более высоких пластовых давлениях. С другой стороны, технико-эко­номические показатели такого процесса, особенно для месторождений с целевыми продуктами углеводородов С2 — С8, могут оказаться существенно выше за счет снижения объемов консервируемого газа, возможности бес­компрессорной закачки и более высокого коэффициента охвата.

Был выполнен также большой объем теоретических и эксперимен­тальных исследований с целью научного обоснования таких методов повы­шения конденсатоотдачи при разработке ГКМ, которые базируются на учете особенностей группового и компонентного состава пластовой углево­дородной смеси, что позволяет повысить степень извлечения высокомоле­кулярных углеводородов этой смеси.

Как известно, многообразие составов природных газов определяет — наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических ус­ловий залежей — физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Есте­ственно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения.

Среди других составляющих особую роль в природных газовых сме­сях играют промежуточные углеводороды — этан, пропан, изо- и нормаль­ный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5 — 30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10 —20 до 85 — 95 % проме­жуточных углеводородов [46, 16]. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С2 — С4, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых плас­тах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фа­зовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С2 — С4 обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термоба­рических условий (табл. 1.22). Соответственно вовлекаются в межфазный массообмен другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. По данным работ [31, 45] существует прямая связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С2 —С4 и выходом стабильного конденсата (С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Таблица 1.22

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов