ОСОБЕННОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ И ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ

В пластовых газоконденсатных системах в газообразном состоянии находятся высококипящие углеводороды (C5Hi2+), в составе которых имеются бензиновые, керосиновые и масляные фракции, кипящие при температуре до 500 °C [1, 2]. Массовая доля этана и пропан-бутановой фракции достигает 25%. Содержание неорганических соединений также может быть значительным. Так, в пластовой смеси Астраханского месторождения содержание молярной доли сероводорода превышает 24 %, углекислого газа — 18%.

В составе высококипящих углеводородов пластовой газоконденсатной системы содержатся углеводороды всех трех химических групп: метановые, нафтеновые и ароматические, причем их соотношения весьма различаются. Так,-в пластовом газе Уренгойского месторождения молярная доля ароматических углеводородов составляет <8%, а метановых до 70 %ъ в газе Кульбеш- какского месторождения ароматических 63 %, метановых 27%; в газе Юрхаровского месторождения незначительно содержание метановых, ароматических углеводородов и велико — нафтеновых (>80%).

Как правило, содержание высококипящих углеводородов тем выше, чем выше пластовые давление и температура. Однако условия формирования месторождения могут существенно повлиять на такую закономерность.

Поэтому в природе встречаются три типа газоконденсатных залежей: насыщенные, недонасыщенные и «перегретые». В последних пластовая температура выше критической температуры конденсации пластовой системы.

В табл. 1.1 приведена характеристика некоторых газоконденсатных месторождений СССР.

Насыщенные газоконденсатные пластовые системы образуются, если в процессах формирования залежей имеются источники снабжения газовой фазы высококипящими углеводородами. Как правило, такие залежи подстилаются нефтяными оторочками (Оренбургское, Южно-Ямбургское) или вблизи них располагаются нефтяные залежи или месторождения (Арктическое, Ямбургское, Мыльджинское).

В «пережатых» пластовых системах даже при высоком содержании углеводородов Cs+ в пластовых газах (Камышалджа, Котур-Тепе) давление начала конденсации всегда ниже пластового.

Месторождение, залежь

Глубина, м

Пластовые

Давление начала конденсации, МПа

Содержание конденсата в пластовом газе, см3/м®

давление, МПа

температура, °C

Оренбургское

1770

20,6

30

20,6

114

Уренгойское, БУ14

3000

30,4

86

30,4

400

Ямбургское, БУ8

2900

32,1

78

32,1

103

Юрхаровское, БУ12

2870

29,0

72

29,0

92

Арктическое

2390

25,0

58

25,0

102

Березанекое

2700

28,2

97

28,2

54

Наипское, III

1850

19,4

82

16,0

34

Кирпичлинское

3200

32,5

110

26,5

74

Крестищенское

3700

41,7

80

36,0

87

Шатлыкское *

3400

36,5

137

16

Даулетабадское*

4000

42,0

40

8

Харасавэйское, 1П21_22

2140

35,0

70

30,3

66

Бованенковское, ТП8

1960

20,6

68

18,0

31

Уренгойское, БУ1—2

2340

24,5

70

23,0

75

* Ретроградная конденсация отсутствует.

На Шатлыкском и Даулетабадском месторождениях в результате отсутствия источников поступления углеводородов Cs+ содержание высококипящих составляет всего 8—16 см3/м3 при высоких пластовых давлениях (36,5—42,0 МПа) и температурах (137—140°C). Причина столь низкого содержания углеводородов С5+ в пластовом газе — отсутствие ретроградной конденсации в этих залежах. Критическая температура конденсации пластовой системы оказалась здесь ниже пластовой температуры.

В табл. I. 2 приведена характеристика месторождений с предельными содержаниями конденсата в пластовом газе.

ТАБЛИЦА 1.2

Месторождение

Глубина, м

Пластовые

Содержание конденсата в пластовом газе, см8/м3

давление, МПа

температура, °C

Дарвазинское

765

7,5

49

3

920

8,6

50

13

Газлинское

770

7,2—8,6

48—52

2

Артюховское

4400

4,5

115

1300

Джаркакское

825

9,1

54

20

Вуктыльское

3025

37,0

59

504

Мессояхское

800

7,9

11

Отс.

Северо-Ставропольское

680

6,6

60

Отс.

Русский Хутор северный

3120

33,5

129

700

3350

34,5

137

1020

Средне-Бо туобинское

1600

16,0

10

15

Песчаный Умет

1000

10,0

30

15

Наиболее низкое содержание конденсата встречено в залежи IX—X горизонтов Газлинского месторождения. Выход конденсата составил 0,2—0,8 см3/м3.

Высокое содержание углеводородов С5+ в пластовом газе (1020 см3/м3) характерно для юрской залежи месторождения Русский Хутор северный и Артюховского месторождения.

Известно, что чем выше давление, тем в большей степени высококипящие углеводороды растворяются в газовых углеводородах. Лабораторными опытами было установлено, что ретроградное испарение в углеводородных смесях наблюдается уже при давлениях 6,5—6,6 МПа и температуре, равной 20 °C.

С этой точки зрения интересны месторождения Северо-Ставропольское, Песчано-Уметское и Средне-Ботуобинское. Пластовые температуры в этих месторождениях соответственно равны 60, 30 и 10 °C, а пластовые давления 6,6; 10,0 и 16,0 МПа. Несмотря на относительно высокую температуру в Северо-Ставропольском месторождении ретроградная конденсация пластового газа отсутствует, тогда как оба последние месторождения несмотря на низкие температуры являются газоконденсатными с содержанием конденсата 15 см3/м3.

В пластовых газах газоконденсатных залежей помимо углеводородов С5+ содержатся этан, пропан и бутаны, 50—95 % метана.

Характеристика месторождений с предельным содержанием конденсата в пластовом газе приведена в табл. 1.2.

Кроме того, в них могут присутствовать углекислый газ, азот, сероводород, меркаптаны и гелий, причем количество неуглеводородных газов может достигать 80% (табл. 1.3).

Характерная особенность газоконденсатных газов — уменьшение концентрации от этана к пропану и от пропана по отношению к бутанам, тогда как в нефтяных газах указанная закономерность отсутствует. В газах, растворенных в нефтях, содержание этана всегда меньше содержания пропана, т. е. коэффициент отношения этана к пропану Сг/Сз<1. В газах газоконденсатных месторождений величина этого коэффициента изменяется в пределах 2—6. Отношение метана к сумме тяжелых углеводородов С1/С2+ в газах газоконденсатных месторождений, как правило, составляет порядка 10, а в газах, растворенных в нефти, — до 13. Причем, как показали исследования, значение этого коэффициента непостоянно на площади месторождения, оно возрастает от сводовой части залежи по направлению к контуру.

Следует отметить, что в газах газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками, даже незначительных размеров, содержится относительно больше этана, чем в газах таких залежей, не имеющих нефтяных оторочек. Значение коэффициента С2/С3 в первых находится в пределах >1<2, коэффициент Q/C2+ в таких залежах изменяется в пределах 3—6.

В газах газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками большого размера, т. е. в случае, когда газоконденсатная

5

Месторождение, пласт

Молярная доля, %

С2/С,

с,/с г+

с,

| с2

с.

со2 1

n2

H2S

RSH

Шатлыкское

Г

95,66

азокон

1,72

ден са тн

0,16

ы е м е с

0,07

торожд

0,11

е н и я

1,48

0,80

10,7

Даулетабадское

95,66

1,72

0,16

0,07

0,11

1,48

0,80

—

—-

Астраханское

47,48

1,92

0,93

0,66

3,08

21,55

1,98

22,50

—

—

-

Кандымское

90,15

2,55

0,39

0,14

0,55

2,82

3,0 0,15

0,4

—

6,5

9,4

Харасавэйское, ТП21_22

91,61

4,66

1,34

0,55

1,37

0,32

—

—

3,5

12,0

Харасавэйское, ТП15_16

91,15

4,81

1,25

0,50

1,47

0,61

0,21

—

—

3,8

10,0

Харасавэйское, ТП1—5

96,00

2,48

0,12

0,84

0,07

0,18

0,31

—

—

20,6

10,1

Бованенковское, ТП13 ]4

90,83

4,76

1,63

0,71

1,51

0,46

0,09

—

—

2,9

9,5

Бованенковское, ТПи

89,91

4,99

1,56

0,80

1,40

1,18

0,16

—

—

3,2

9,2

Соленинское

94,51

3,70

0,12

0,17

0,91

0,34

0,25

30,8

19,2

Пеляткинское

89,52

4,05

1,82

0,77

2,48

0,40

0,96

2,22

9,8

Ямбургское, БУ8

89,67

4,39

1,64

0,74

2,36

0,94

0,26

—

—

2,6

9,7

Юрхаровское, АУ10

89,74

5,71

1,58

0,79

1,35

0,07

0,76

0,98

—

—

3,6

9,5

Юрхаровское, БУ,

89,35

5,29

2,02

0,69

2,09

0,34

—

2,6

8,9

К рхаровское, БУ8

89,43

5,48

1,58

0,75

1,93

0,77

0,06

—

—

3,4

9,1

Уренгойское, БУ5

88,24

5,53

2,56

1,08

2,20

0,01

0,38

2,1

7,4

Уренгойское, БУ1—2

89,00

5,15

2,33

1,07

1,44

0,19

0,81

2,2

8,9

Майкопское

88,04

6,32

1,29

0,52

0,84

1,99

1,00

4,8

9,8

Березанское

87,58

5,66

1,13 1,00

0,44

0,60

3,39

1,20

—

5,0

11,0

Газлинское

94,20

3,30

0,40 0,55

0,60

0,30

0,20

3,3

17,7

Битковское

93,56

2,95

0,95

1,17

0,26

0,56

—

—

1,9

16,6

Г а з о к о

Оренбургское

н д е нса

84,22

н ы е м е

4,89

сторож

1,63

дения

0,76

с нефт

1,81

1 н ы м и

0,58

отор очк

4,83

а м и

1,30

0,09

3,0

9,3

Вуктыльское

74,80

8,70

3,90

1,80

6,40

0,10

4,30

—

—

2,2

3,5

Семивидовское

11,03

1,13

2,72

1,07

3,61

79,79

0,65

—

0,41

1,3

Южно-Самбурское, БУ14

81,65

4,13

3,95

1,90

7,50

0,70

0,17

—

—

1,1

4,6

Ен-Яхинское, БУ1О_И

84,28

5,14

3,16

1,49

5,02

0,21

0,70

—

—

1,6

5,7

Западно-Таркосалинское, БН4

81,52

6,29

5,02

1,98

4,05

0,16

0,96

1,2

4,7

Уренгойское, БУ14

82,27

6,56

3,24

1,49

5,62

0,50

0,32

—

—

2,0

4,6

Заполярное, БТ10

Федоровское, АС4

85,69

95,55

5,33 0,55

2,77

0,53

1,12

0,86

4,76

1,25

0,03

0,16

0,30

1,10

—

—

1,9

1,10

(3,0

29,9

Варь-Еганское

69,70

7,21

Газов

7,26

ы е ш а п

2,94

к и

10,46

0,66

1,87

0,97

2,5

Варь-Еганское, БВ8

70,66

7,07

7,20

2,83

9,57

0,82

1,85

0,98

2,5

Варь-Еганское, БВ6

79,94

4,79

4,88

2,21

6,43

0,15

1,60

0,99

4,1

Лянторское, АСР

88,44

2,23

3,03

1,57

3,38

0,35

0,95

-

0,73

8,6

Самотлорское, АВ4

90,16

1,12

2,14

2,04

2,83

1,51

0,20

—

—

0,54

Н,1

М

Ромашкин ское

естор01

37,0

кден и я

19,5

с р а ст

20,0

в ор е н нI

8,6

л ми в ,

4,4

нефти

0,1

'азами

10,4

0,97

1,7

Туймазинское

3,81

15,6

17,0

8,5

5,5

0,1

15,2

—-

0,91

0,8

Мамонтовское

66,47

7',92

14,66

7,79

3,03

0,53

2,62

0,64

2,0

Усть-Балыкское

66,37

7,62

12,90

6,59

2,41

0,78

3,32

0,59

2,2

Западно-Сургутское

83,96

3,33

5,27

4,41

2,49

0,54

0,63

5,4

Самотлорское, БВ10

58,35

4,96

15,48

12,12

6,32

0,73

2,01

—

—

0,32

1,7

Северо-Ставропольское

Губкинское, ПК1

99,80

96,40

Газ

0,15

0,58

о в ы е м

0,04

0,12

е с то р о >

0,01

кде н ня

0,60

2,30

4,8

137

Комсомольское, ПК1

97,60

0,14

—

-—

0,60

1,60

597

Уренгойское, ПКг

98,60

0,32

—

0,20

0,80

—

Медвежье, ПК1

98,40

0,55

0,08

0,26

—

0,30

0,50

6,8

907,5

Русское, ПК1

99,17

0,01

0,21

0,59

залежь по существу является газовой шапкой, расположенной под нефтяной залежью, концентрация этана возрастает и соотношение С2/С3 становится близким к единице.

Состав газов различных типов месторождений в зависимости от изменения коэффициентов С2/Сз и Ci/C2+ приведен в табл. 1.4.

ТАБЛИЦА 1.4

Изменение коэффициентов С2/С3 и Cj/C^

Залежь

С2/С,

С №+

Газовая

2-6

<10

Газоконденсатная с нефтяной оторочкой

1-2

3—6

Газовая шапка

<1

3-6

Нефтяная (нефтяной газ)

<1

До 13

ТАБЛИЦА 1.5

Месторождение, пласт

Текущее давление пластовое, МПа

Молярная доля углеводородов, %

Ci

С2

с.

С4

С5+

СО,

n2

Уренгойское, БУ14

28,6

82,91

6,99

3,05

1,63

3,50

0,25

1,62

22,7

85,81

5,92

2,36

1,26

2,93

0,29

1,73

16,3

85,04

6,04

2,87

1,49

2,64

0,26

1,66

10,5

83,45

6,80

3,39

2,02

2,43

0,18

1,73

5,5

85,23

6,61

2,83

1,20

1,63

0,31

2,19

Ямбургское, БУе

25,7

89,18

4,08

2,12

1,61

3,58

0,26

0,11

24,7

90,34

3,86

13,07

0,67

2,01

0,23

0,02

18,0

91,08

4,04

1,66

0,95

1,92

0,27

0,13

13,0

90,97

4,62

1,79

0,82

1,32

0,35

0,07

10,7

91,40

4,45

1,85

0,74

1,16

0,34

0,06

7,3

91,64

4,27

1,07

0,84

1,14

0,36

0,08

Южно-Тамбейское,

24,2

84,52

6,95

3,03

1,44

3,26

0,84

0,46

ТП) 81Q

19,8

86,46

6,46

3,83

1,10

2,15

0,42

0,56

14,7

87,16

6,38

2,71

1,08

1,74

0,49

0,44

8,3

88,62

6.32

2,47

0,90

0,58

0,42

0,39

Практика исследований показала, что в составе фракций С5+, отобранных из газоконденсатных залежей, присутствуют углеводороды с числом атомов углерода в молекуле до С34 (Русский Хутор северный, Даулетабадское), тогда как в нефтяных газах с числом атомов до С7.

По данным о составах пластовых газов газоконденсатных месторождений видим, что эти вещества — богатый источник получения пропан-бутановой фракции и этана. Как видно из табл. 1.3, доля этана в газе достигает 8,7 % (Ю9 г/м3), пропана до 5,0 % (91 г/м3), бутанов до 3,0% (72 г/м3). Сероводород в газе большинства залежей отсутствует (месторождения Западной Сибири, Украины, Туркмении, Коми АССР, Северного Кавказа). Но в некоторых районах (Прикаспийская впадина, Казахская ССР, 8

Длина волны, см-1Длина волны, см-1Рис. 1.1. Структурная характеристика конденсата, выпадаемого в порах пласта (скв. 134, интервал 2848—2852 м, Уренгойское месторождение).

Длина волны, см-1

Длина волны, см-1

рпл в МПа; / — 0,1; 2 — 5,0; 3—12,5;

4 — 17,4; 5 — 22,4; 6 — 27,2; 7 — 29,2

Рис. 1.2. Структурная характеристика добываемого конденсата (скв. 134, интервал 2848—2852 м. Уренгойское месторождение).Рис. 1.2. Структурная характеристика добываемого конденсата (скв. 134, интервал 2848—2852 м. Уренгойское месторождение).Давление в МПа: 1 —17,6; 2 — 22,4;3 — 27,2Давление в МПа: 1 —17,6; 2 — 22,4;3 — 27,2Узбекская ССР, Оренбургская область) в газах наблюдается значительное количество сероводорода (0,5—22,0 %) •

Рис. 1.2. Структурная характеристика добываемого конденсата (скв. 134, интервал 2848—2852 м. Уренгойское месторождение).

Рис. 1.2. Структурная характеристика добываемого конденсата (скв. 134, интервал 2848—2852 м. Уренгойское месторождение).

Давление в МПа: 1 —17,6; 2 — 22,4;

3 — 27,2

Давление в МПа: 1 —17,6; 2 — 22,4;

3 — 27,2

В процессе разработки залежи со снижением пластового давления состав пластового газа изменяется. Особенно это касается фракции С5+. Например, по Вуктыльскому газоконденсатному месторождению содержание С5+ уменьшилось по сравнению с начальным при падении давления с 37,0 до 14,5 МПа в четыре раза. Концентрация этана, пропана и бутанов практически не изменяется и лишь только по указанному месторождению отмечено незначительное уменьшение пропан-бутановой фракции с 5,5 до 4,5%. При последующем снижении давления наблюдается испарение этой фракции, а затем содержание ее восстанавливается до первоначального значения.

В табл. 1.5 приведены прогнозные данные по изменению состава пластового газа по некоторым газоконденсатным месторождениям Западной Сибири.

Я. Д. Саввиной показано изменение плотности, молекулярной 'массы, фракционного состава, вязкости, группового состава углеводородов, состава конденсата и других характеристик.

Интересные результаты за последние годы получили при изучении структурно-хроматографической характеристики конденсатов, выпадаемых в порах пласта, и конденсатов в добываемом газе. На рис. 1.1 показаны инфракрасные спектры углеводородов С5+, переходящих в жидкую фазу в пласте при различных пластовых давлениях. На первых этапах снижения пластового давления отмечается относительное увеличение концентрации ароматических углеводородов по сравнению с их начальным содержанием во фракции С5+ (длина волны 1610 см-1). При этом в выпавшем конденсате отмечено наличие ди- и трициклических структур (длина волны 700 см-1). В начальный период падения давления в залежи выпадают нафтены наиболее сложного строения (длина волны 1100—11200 см-1).

По мере приближения к области давления максимальной конденсации в жидкую фазу в пласте переходит низкомолекулярная часть высококипящих углеводородов С5—С8. При этом выпадающие нафтеновые и ароматические углеводороды имеют более простое строение по сравнению с ранее выпавшими (рпл = = 12,5 МПа). В ряду нормальных алканов отмечается четкая тенденция в относительном увеличении доли С5—С8 по мере снижения давления в залежи до области максимальной конденсации (табл. 1.6). После достижения давления максимальной конденсации вып-адаемый в пласте конденсат утяжеляется за счет влияния процесса прямого испарения, а добываемый конденсат в процессе разработки облегчается (табл. 1.7). При этом, судя по данным изучения методом инфракрасной спектроскопии, структура ароматических и нафтеновых углеводородов конденсата по мере падения пластового давления до величины давления максимальной конденсации существенно упрощается (рис. 1.2).

Давление максимальной конденсации, как и давление начала конденсации, — показатели равновесного состояния пластовой газоконденсатной системы. Поэтому давление максимальной конденсации характеризует только равновесную, жидкую и газовую фазы. Применять этот параметр для стабильного конденсата нельзя, так как состояние последнего не равновесно с состоянием газовой фазы. Экспериментальные работы, проведенные различными авторами, показали, что пределы изменения давления максимальной конденсации велики. Значение его зависит от температуры, количества и состава фракции С5+ в пластовом газе. По ряду месторождений (Русский Хутор северный, Артюховское, Тимофеевское и др.) оно составляет 0,8—0,7 от пластового, для большинства изученных залежей находится в пределах 9,0—11,0 МПа.

Рассмотрим особенности физико-химических свойств конденсатов (Сб+).

Давление пластовое, МПа

Компоненты

С, I

с. 1

с, 1

с. I

с,

Сю |

С„ I

С,2 |

с13 |

с„ I

С,5|

С,, |

С.,+ 1

С 5— С,

22,4

0,8

2,1

3,3

4,7

4,2

4,0

3,7

3,3

3,7

3,2

2,9

2,8

14,5

10,9

17,4

0,2

3,4

3,0

4,8

3,7

3,7

3,6

3,6

3,3

3,2

2,8

2,3

9,5

И,4

12,5

1,3

2,4

3,8

5,2

3,4

3,4

3,6

2,8

2,8

2,4

1,9

1,7

6,7

12,7

5,0

—

1,2

3,8

5,4

5,0

4,2

3,6

3,1

3,0

2,9

2,3

1,6

6,3

10,4

0,1

—

1,2

3,0

5,0

4,8

4,2

4,3

3,4

3,3

2,7

2,0

1,8

6,6

9,2

ТАБЛИЦА 1.7

Давление пластовое, МПа

Компоненты

с6

С,

1 с-

1 с-

с9

|с10

Си

| с,з

| с,.

| С,5

| с„

К+

| с5-са

27,2

—

2,6

6,1

6,3

5,1

4,1

3,8

2,2

2,1

1,7

1,2

0,9

3,0

15,0

22,4

—

1,4

6,3

7,7

5,2

4,0

4,0

2,4

2,2

1,4

0,9

0,8

1,8

15,4

ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ

Фракционный состав конденсатов разнообразен (табл. 1.8). Есть конденсаты, состоящие полностью или почти полностью из бензиновых фракций (Оренбургское, Канчуринское месторождения, Филипповская залежь и др.); содержащие, наряду с бензиновыми, фракции дизельного топлива (Уренгойское, Заполярное, Наипское месторождения и др.); содержащие мазут (>350°C, Шатлыкское, Даулетабадское, Вуктыльское, Русский Хутор и др.); содержащие масляные фракции (>400°C, Русский Хутор, Даулетабадское). Исследование истинных точек кипения показало, что конденсат выкипает при температуре 480—494 °C и при этом остаток составляет 1 %. Безусловно масляные фракции в незначительных количествах присутствуют и в конденсатах Вуктыльского и других месторождений, в которых пластовые давления выше 35,0—40,0 МПа. Большое содержание этой фракции (>400 °C) в конденсате месторождения Русский Хутор обусловлено не только высоким пластовым давлением (34,5 МПа), но и высокой пластовой температурой (137СС) и богатым источником высококипящих углеводородов (нефтяная оторочка легкой нефти).

Из рассмотренных фракционных составов конденсатов видно, что характеристика их по залежам одного и того же месторождения различна. Так, конденсат, полученный из залежи пласта ТП1_5 Харасавэйского месторождения, полностью состоит из бензиновых фракций (90% выкипает при температуре 181 °C, конец кипения 205°C), а конденсат — из залежи ТП21-23 этого же пласта наряду с бензиновыми содержит фракции дизельного топлива и даже мазут (90% конденсата ,выкипает при 335 °C, конец кипения— выше 360°C). Разница в пластовых давлениях рассмотренных залежей составляет 15,6 МПа, температур — 47 °C.

Газовые конденсаты по сравнению с легкими фракциями нефтей обладают своеобразным составом, что видно из рис. 1.3.

В конденсатах процент отгона отдельных десятиградусных фракций по мере повышения их температуры кипения значительно увеличивается, достигая максимума при 80—130 °C. Затем значение его сначала резко, а затем все медленнее уменьшается. Несмотря на то, что основная часть конденсата перегоняется при температуре до 200 °C, температура конца кипения их может превышать это значение на 50 °C и более. Кроме того, имеется остаток с Широким фракционным составом.

Фракционный состав бензинов, полученных после перегонки нефти, показан на рис. 1.3, виг. Так как пределом перехода углеводородов в газовое состояние является достижение фазового равновесия, углеводороды, относящиеся к различным группам, обладают при одной и той же температуре кипения различной растворимостью.

Заметное влияние на фракционные составы конденсата оказывает температура сепарации газа.

12

Рис. 1.3. Выход десятиградусных фракций конденсата в зависимости от температуры их кипения.Рис. 1.3. Выход десятиградусных фракций конденсата в зависимости от температуры их кипения.а — конденсат Качановского месторождения; б — конденсат Ленинградского месторождения; в — бензин (до 200 °C) Туй- мазинского месторождения; г — бензин (до 150 °C) Биби-Эйбатского месторожденияа — конденсат Качановского месторождения; б — конденсат Ленинградского месторождения; в — бензин (до 200 °C) Туй- мазинского месторождения; г — бензин (до 150 °C) Биби-Эйбатского месторожденияРис. 1.4. Фракционный состав конденсатов, отобранных при различных условиях сепарации.Рис. 1.4. Фракционный состав конденсатов, отобранных при различных условиях сепарации.а — конденсат Челбасского месторождения, отобранный при температуре +20 °C;б — то же при температуре —10 °C; в — конденсат Сомоховского месторожденияа — конденсат Челбасского месторождения, отобранный при температуре +20 °C;б — то же при температуре —10 °C; в — конденсат Сомоховского месторождения

Рис. 1.3. Выход десятиградусных фракций конденсата в зависимости от температуры их кипения.

Рис. 1.3. Выход десятиградусных фракций конденсата в зависимости от температуры их кипения.

а — конденсат Качановского месторождения; б — конденсат Ленинградского месторождения; в — бензин (до 200 °C) Туй- мазинского месторождения; г — бензин (до 150 °C) Биби-Эйбатского месторождения

а — конденсат Качановского месторождения; б — конденсат Ленинградского месторождения; в — бензин (до 200 °C) Туй- мазинского месторождения; г — бензин (до 150 °C) Биби-Эйбатского месторождения

Рис. 1.4. Фракционный состав конденсатов, отобранных при различных условиях сепарации.

Рис. 1.4. Фракционный состав конденсатов, отобранных при различных условиях сепарации.

а — конденсат Челбасского месторождения, отобранный при температуре +20 °C;

б — то же при температуре —10 °C; в — конденсат Сомоховского месторождения

а — конденсат Челбасского месторождения, отобранный при температуре +20 °C;

б — то же при температуре —10 °C; в — конденсат Сомоховского месторождения

На рис. 1.4 приведены данные по выходу десятиградусных фракций конденсата, отобранного из газа при температуре плюс 20 °C и минус 10 °C. Понижение температуры выделения конденсата привело к увеличению содержания в нем легких фракций.

Особенно заметно влияние температуры сепарации на фракционный состав конденсата при незначительном содержании его в пластовом газе и высоком содержании фракции, выкипающей при температуре >300 °C (табл. 1.9). При сепарации газа при температуре минус 10 °C выделяются в конденсат гептаны и даже гексаны (начало кипения 70 °C). При температуре сепарации 30 °C эти углеводороды и даже октаны полностью отсутствуют (начало кипения 139°C).

Как отмечено выше на примере месторождения Русский Хутор северный, большое влияние на фракционный состав конденсата оказывает пластовое давление. Исследования [1, 2] по растворимости в сжатых газах высокомолекулярной части фракции С5Н12+, которая в первую очередь конденсируется при снижении пластового давления, показали, что с ростом давления возрастают

таблица i.«

Месторождение, горизонт (пласт)

Начальные пластовые

Фракционный состав

давление, МПа

температура, °C

Начало кипения, °C

Отгон при температуре, °C

Конец кипения, °C

Отгон, %

Остаток, %

Потери, %

Ю %

50 %

90%

Оренбургское

20,6

33

33

45

91

204

248

94,0

0,3

5,7

Вуктыльское

37,0

59

31

55

137

305

>360

95,0

0,5

4,5

Уренгойское БУ1—2

23,5

65

42

80

135

243

280

96,0

0,5

3,5

Уренгойское, БУю—и

28,7

84

42

83

133

287

300

93,5

2,5

4,0

Уренгойское, БУ14

30,1

86

48

77

143

305

320

92,0

2,0

6,0

Заполярное, БТ10

31,0

84

47

84

146

290

316

95,0

1,0

4,0

Ямбургское, БУ9

32,1

79

60

101

175

296

320

91,0

2,0

7,0

Харасавэйское, ТП1_5

15,-5

37

90

113

135

181

205

99,0

0,5

0,5

Харасавэйское, ТП21_23

31,1

83

52

79

168

335

>360

98,0

1,0

1,0

Наипское, Угорский

23,6

94

90

108

141

245

300

99,0

0,2

0,8

Кирпичлинское

32,5

НО

77

96

140

295

>360

96,0

1,0

3,0

Шатлыкское

36,5

137

70

97

160

298

>360

97,0

2,0

1,0

Канчуринское

17,5

26

18

32

75

160

187

96,0

1,5

2,5

Ходжа-Гугердаг

24,5

84

125

158

234

328

>360

97,0

2,6

0,4

Коробковское

17,0

52

31

44

89

175

210

96,0

0,3

3,7

Русский Хутор северный:

IX мел.

33,6

135

31

68

170

339

>360

93,0

6,2

0,8

11 юра

34,5

137

42

73

174

360

>360

90,0

9,0

1,0

Оренбургское, Филипповская залежь

13,9

26

35

52

89

171

201

95,0

2,0

3,0

Совхозное

18,8

23

24

44

86

169

183

95,0

0,5

4,5

Геофизическое

40,0

НО

68

97

160

360

>360

93,0

6,0

1,0

Русский Хутор, IX

33,6

130

31

68

170

339

>360

93,0

5,5

1,5

Средне-Вилгойское

25,6

52

50

83

122

265

317

96,0

1.8

1,9

Газлинское, XII

11,2

62

52

92

130

195

235

99,0

0,8

0,2

Учкырское, XV

17,5

75

77

122

180

248

266

99,0

0,7

0,3

Щебелинское

24,0

50

44

81

128

245

289

98,0

1,8

0,2

Майкопское

30,3

128

36

86

139

310

332

93,5

6,2

0,3

Старо-Минское

22,7

72

30

54

ЮЗ

230

272

96,0 .

1,2

2,8

Фракционный состав конденсата

Месторождение

Шаглыкское

Уртабулакское

Температура се

ларации, °C

— 10

+30

— 10

+30

Начало кипения, °C

70

139

69

107

Отгон при температуре, °C:

97

170

82

121

50%

90%

160

242

178

206

298

335

334

355

Конец кипения, °C

330

>360

>360

>360

Объемные доли отгона, %

98,0

970

98,7

98,0

Объемные доли остатка, %

1,5

2,0

1,0

1,7

Объемные доли потери, %

0,5

1,0

0,6

0,3

плотность и молекулярная масса компонентов конденсата и увеличивается температурный интервал их выкипания. По Я. Д. Саввиной повышение давления в процессе растворимости высоко- кипящих углеводородов в метане влияет в основном качественно (в газовое состояние переходят все более высокомолекулярные углеводороды), а температура — количественно.

На рис. 1.5 приведены кривые разгонки конденсатов, полученных из залежей, в которых пластовые температуры почти одинаковые, но различные пластовые давления. Из этого рисунка видно, что чем выше пластовое давление, тем температура выкипания конденсата более высокая.

Многочисленные исследования показали, что температура выкипания 90% конденсата (/до) находится в зависимости от начальных пластовых условий в залежи: пластового давления рПл и пластовой температуры /Пл (рис. 1.6).

Рис. 1.5. Фракционный состав конденсатов, полученных в сепараторе при различных пластовых давлениях и одинаковой пластовой температуре.

Давление в МПа: /—24; 2—18; 3—9

Начальное пластовое давление, МПа

Рис. 1.6. Зависимость температуры выкипания 90 %-ного конденсата от пластового ■ давления.

Рис. 1.7. Зависимость фракционного состава конденсата от дебита газа скважины.Рис. 1.7. Зависимость фракционного состава конденсата от дебита газа скважины.Дебит в тыс. м3/сут: /—126; 2—31Дебит в тыс. м3/сут: /—126; 2—31Для определения темпера* туры выкипания 90 % конденсата на основе данных по фракционному составу 61 газоконденсатной залежи Я. Д. Саввиной предложена формула /эо = 67,5 4“ 0,69рПл + 0,14/Пл-

Рис. 1.7. Зависимость фракционного состава конденсата от дебита газа скважины.

Рис. 1.7. Зависимость фракционного состава конденсата от дебита газа скважины.

Дебит в тыс. м3/сут: /—126; 2—31

Дебит в тыс. м3/сут: /—126; 2—31

(1.1)

В процессе разработки месторождения значительно изменяется фракционный состав

конденсата, особенно в части, представленной фракциями дизельного топлива (200—320 °C).

Практика показала, что после десяти лет разработки Вуктыльского месторождения при снижении пластового давления с 35,5 до 17,0 МПа (скв. 8) в конденсате не содержится фракция, выкипающая выше 300 °C, а температура 90 % конденсата снизилась с 298 до 173 °C.

При газоконденсатных исследованиях бывают случаи, когда полученные разными исследователями фракционные составы конденсатов из одной и той же залежи значительно различаются между собой. Часто это обусловлено тем, что в процессе работы дебит газа был недостаточным для выноса с забоя и из ствола

скважины выпавшего конденсата.

А. С. Беликовский и В. В. Юшкин показали, что при дебитах, не обеспечивающих полного выноса конденсата из скважины, фракционный состав конденсата не является представительным. На рис. 1.7 показана типичная разница в составах конденсатов, полученных при дебитах газа: достаточном для выноса (кривая /) и малом (кривая 2). Как видно из этого рисунка, разница в температурах конца кипения может достигать 50 °C.

ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ

Групповой углеводородный состав конденсата позволяет решать вопрос о направлении его переработки с целью получения моторных топлив и сырья для химической промышленности.

Углеводородный состав конденсата обычно представляется по отдельным фракциям, на основе которых рассчитывается состав всей бензиновой фракции (60—200°C).

В табл. 1.10, 1.11 приведены углеводородные составы конденсатов, полученных из пластовых газов некоторых месторождений, а также типичные составы, относящиеся к различным химическим группам. Видим, что составы конденсатов разнообразны и отличаются от светлых фракций нефтей. Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером. Так, например, в конденсате, полученном из газа Марковского месторождения, во фракции 60—200 °C метановых углеводородов содержится 78% 16

(см. табл. 1.10); в других конденсатах нафтеновых углеводородов больше, чем метановых. Например, в конденсатах, полученных из газов Усть-Часельского и Бованенковского (пласт ТП1-5) месторождений, содержание нафтеновых углеводородов достигает 84 %. В некоторых конденсатах в значительных количествах содержатся ароматические углеводороды (конденсаты Митрофановского, Некрасовского, Кульбешкакского, Усть-Лабинского месторождений) — до 46—63 %. Встречаются и такие конденсаты, в которых в значительных количествах содержатся нафтеновые и ароматические углеводороды (конденсаты Майкопского и Березанского месторождений).

ТАБЛИЦА 1.10

Месторождение, пласт

Массовая доля углеводородов, %

Месторождение, пласт

Массовая доля углеводородов, %

h

° о

У

СО 3

К »

6

S*

S CQ

is О U ДУ со у

6 е

11

6

Майкопское

39

28

33

Оренбургское

10

20

70

Березанское

40

28

32

Шатлыкское

13

17

70

Усть-Лабинское

49

20

31

Марковское

7

15

78

Митрофановское

30

40

30

Бованенковское,

2

76

22

Русский Хутор

20

26

54

тп8

северный

Харасавэйское,

16

25

59

Газлинское

25

29

46

нп2

Харасавэйское,

1,5

48,5

50

Уренгойское,

8

35

57

тп^

БУ^

Уренгойское, БУ14

И

30

59

Усть-Часельское, БП16

10

84

6

В отличие от конденсатов в бензиновых фракциях нефтей, в которых превалируют нафтеновые углеводороды, содержание ароматических небольшое (табл. 1.12).

С. И. Белопольская и А. Г. Мусамбеков высокое содержание ароматических углеводородов в конденсатах объясняют тем, что снижение растворимости парафиновых углеводородов в метане, вызываемое ароматическими, приводит к относительному повышению содержания нафтеновых в конденсате.

В составе конденсатов, богатых ароматическими углеводородами, наблюдается до определенного температурного предела повышение количества ароматических углеводородов в низкокипящих фракциях. В более высококипящих фракциях их содержание заметно снижается. Иное наблюдается в нефтях, в которых содержание ароматических углеводородов увеличивается от фракции к фракции по мере повышения температуры их отбора. Это наглядно видно из рис. 1.8.

Таким образом наблюдаются следующие отличительные признаки группового состава конденсата от нефтей. В среднем в конденсатах содержание ароматических углеводородов в бензиновых

17

£ Таблица i.h

Фракция конденсата

60—95 °C

95—122 °C

122—150 °C

150—200 °C

Месторождение, пласт

я ■ св Я

Массовая доля

Я д се я

Массовая

доля

Й i

Массовая доля

Массовая доля

углеводородов, %

е»

углеводородов, %

0.0 е«

углеводородов, %

Q.6 ^•Я

углеводородов, %

Ч 2 ь

ст я Н

о д се

О я се

О cd

О * cd

3*5

а

н

м

3 sS

а

н

м

з 5 ®

а

н

м

3 « Я

а

н

м

ta ч ч

м ч ч

« чч

CQ Ч Ч

Майкопское

10,8

22

52

26

19,8

31

51

18

17,1

45

30

25

13,9

44

2/

35

Березанское

20,9

34

34

32

27,4

39

40

21

16,8

50

18

32

13,0

41

16

43

Усть-Лабинское

1,3

29

31

40

13,5

42

31

27

26,4

52

19

29

31

50

16

34

Митрофанове кое

2,5

27

32

41

15,1

40

31

29

28,2

54

17

29

30

51

17

32

Русский Хутор северный

12,0

8

37

53

10,2

10

33

57

10,6

15

21

63

16,1

13

23

64

1 азлинское, X111 *

12,9

15

41

45

23,1

32

37

31

20,8

39

22

39

35

35

18

47

Юрхаровское, БУ8

19,68

9

32

59

43,50

16

46

38

12,70

27

35

38

13,85

26

22

52

Юрхаровское, БУ8АУ10

28,77

5 •

39

56

20,18

12

53

35

11,48

17

56

27

13,68

24

36

40

Харасавэйсксе, ТП1—5

2,22

1

42

57

37,94

1

55

44

16,20

2

53

45

23,63

2

53

45

Уренгойское, БУ14

10,83

3

37

60

24,67

7

46

47

17,33

11

55

34

18,50

18

41

41

Оренбургское Шатлыкское

23,2

10,9

21,5

67,6

16,1

21,2

33,0

45,8

17,7

22,7

23,6

53

12,4

22,7

77,3

65,8

47,6

16,0

36,4

9,46

17,2

32,2

50,6

15,60

10,9

24,9

64,2

36,59

7,5

14,1

78,4

Канчуринское

23,2

10,1

30,9

14,6

17,3

24,5

58,2

18,0

2,2

19,2

58,8

-

—

Совхозное

25,7

11,3

28,8

59,9

20,2

9,6

27,2

63,2

24,6

8,0

23,1

68,9

11,5

9,5

90,5

—

Марковское

29,3

7,2

22,7

70,1

25,2

11,0

26,2

62,8

27,2

12,1

24,3

63,6

28,8

10,7

20,3

69,0

Бованенковское, ТП8

1,92

0,58

45,24

54,18

11,33

1,20

60,76

38,04

21,78

0,63

80,49

18,89

30,49

3,16

82,31

14,5

Харасавэйское, НП2

20,31

10

24

66

20,86

17

31

52

12,30

24

16

60

14,15

20

4

76

Уренгойское, БУ]—2

28,88

2

38

60

28,75

7

49

44

12,13

14

40

46

13,56

23

15

62

Усть-Часельское, БТ16

1,29

0,1

45,9

54

1,71

2

67

31

6,95

0,6

93,4

6,0

35,31

3

96

1

Температура кипения фракций. °CТемпература кипения фракций. °CРис. 1.8. Распределение ароматических углеводородов во фракциях нефтей и конденсатов (!) Березанского месторождения и нефти (2) Майкопского месторожденияРис. 1.8. Распределение ароматических углеводородов во фракциях нефтей и конденсатов (!) Березанского месторождения и нефти (2) Майкопского месторожденияДлина волны, см-1Длина волны, см-1

Температура кипения фракций. °C

Температура кипения фракций. °C

Рис. 1.8. Распределение ароматических углеводородов во фракциях нефтей и конденсатов (!) Березанского месторождения и нефти (2) Майкопского месторождения

Рис. 1.8. Распределение ароматических углеводородов во фракциях нефтей и конденсатов (!) Березанского месторождения и нефти (2) Майкопского месторождения

Длина волны, см-1

Длина волны, см-1

фракциях значительно выше, чем в нефтях. В конденсатах также- часто в отличие от нефтей содержится большое количество одновременно нафтеновых и ароматических углеводородов. Чем больше метановых углеводородов, тем меньше ароматических, что- также отличает их от нефтей.

При всем многообразии группового углеводородного состава конденсатов при рассмотрении состава последних по разрезу многопластовых месторождений, как правило, отмечается определенная направленность их изменения с глубиной залежей. Обычно- конденсаты нижних залежей одного и того же месторождения сравнительно с верхними более обогащены ароматическими углеводородами. Конденсаты верхних залежей при этом содержат вы- сокий процент нафтеновых углеводородов.

К примеру рассмотрим изменение углеводородного состава и структурно-хроматографической характеристики конденсата по разрезу многопластового Бованенковского месторождения. Нефрак» ционированные конденсаты О. В. Барташевич (1979 г.) изучались, методами инфракрасной спектроскопии (ИК), ядерного магнитного резонанса высокого разрешения (ЯМР) и газожидкостной хроматографии (ГЖХ). Изучено девять залежей в диапазоне глубин 1010—1990 м. Групповой углеводородный состав конденсатов

Рис. 1.9. Инфракрасные спектры конденсатов по разрезу Бованенковского месторождения.

Пласты: 1 — ПКю; 2 — ТПП; 3 — ТП]2; 4 — ТП2о

МесторождениеМесторождениеТатарская АССРРомашкинское Альметьевское МусинскоеБашкирская АССРТуймазинское Шкаповское КалтасинскоеПермская областьМайкопское Шумовское УлыкскоеАзербайджанскаяССРКала, сураханская свитаТатарская АССРРомашкинское Альметьевское МусинскоеБашкирская АССРТуймазинское Шкаповское КалтасинскоеПермская областьМайкопское Шумовское УлыкскоеАзербайджанскаяССРКала, сураханская свитаВ =6 X6 XS х830621030605286712216711206910306053263437599217046630В =6 X6 XS х830621030605286712216711206910306053263437599217046630Массовая доля углеводородов, %Массовая доля углеводородов, %МесторождениеМесторождениеСураханы,сураханская свитаБиби-Эйбат, сураханская свитаУкраинская ССРГнединцевское Машкаревское ЗачепиловскоеЭмбенский районЮжно -Иски некое ДоссорскоеЗападная СибирьПравдинское Усть-Балыкское, Бт Западно-Сургутское, Б2^_3Сураханы,сураханская свитаБиби-Эйбат, сураханская свитаУкраинская ССРГнединцевское Машкаревское ЗачепиловскоеЭмбенский районЮжно -Иски некое ДоссорскоеЗападная СибирьПравдинское Усть-Балыкское, Бт Западно-Сургутское, Б2^_3is•& 32 х о з S а552431052581337505415443264828643673010216912226672568is•& 32 х о з S а552431052581337505415443264828643673010216912226672568Массовое содержание углеводородов, %Массовое содержание углеводородов, %

Месторождение

Месторождение

Татарская АССР

Ромашкинское Альметьевское Мусинское

Башкирская АССР

Туймазинское Шкаповское Калтасинское

Пермская область

Майкопское Шумовское Улыкское

АзербайджанскаяССР

Кала, сураханская свита

Татарская АССР

Ромашкинское Альметьевское Мусинское

Башкирская АССР

Туймазинское Шкаповское Калтасинское

Пермская область

Майкопское Шумовское Улыкское

АзербайджанскаяССР

Кала, сураханская свита

В =

6 X

6 X

S х

8

30

62

10

30

60

5

28

67

12

21

67

11

20

69

10

30

60

5

32

63

4

37

59

9

21

70

4

66

30

В =

6 X

6 X

S х

8

30

62

10

30

60

5

28

67

12

21

67

11

20

69

10

30

60

5

32

63

4

37

59

9

21

70

4

66

30

Массовая доля углеводородов, %

Массовая доля углеводородов, %

Месторождение

Месторождение

Сураханы,сураханская свита

Биби-Эйбат, сураханская свита

Украинская ССР

Гнединцевское Машкаревское Зачепиловское

Эмбенский район

Южно -Иски некое Доссорское

Западная Сибирь

Правдинское Усть-Балыкское, Бт Западно-Сургутское, Б2^_3

Сураханы,сураханская свита

Биби-Эйбат, сураханская свита

Украинская ССР

Гнединцевское Машкаревское Зачепиловское

Эмбенский район

Южно -Иски некое Доссорское

Западная Сибирь

Правдинское Усть-Балыкское, Бт Западно-Сургутское, Б2^_3

is

•& 3

2 х о з S а

5

52

43

10

52

58

13

37

50

5

41

54

4

32

64

8

28

64

3

67

30

10

21

69

12

22

66

7

25

68

is

•& 3

2 х о з S а

5

52

43

10

52

58

13

37

50

5

41

54

4

32

64

8

28

64

3

67

30

10

21

69

12

22

66

7

25

68

Массовое содержание углеводородов, %

Массовое содержание углеводородов, %

приведен в табл. 1.13, из которой видно, что для нижних залежей ТП2о—ТП12 характерно относительно низкое содержание нафтеновых (19—27%) и ароматических углеводородов (порядка 18%).

ТАБЛИЦА 1.13

Номер скважины

Интервал перфорации, м (пласт)

Массовая доля углеводородов, %

Пластовые

ароматических

нафтеновых

метановых

давление, МПа

температура, °C

57

1980-1990 (ТП20)

14

19

67

21,0

74

56

1900-1905 (ТП18)

13

22

65

20,7

68

55

1815-1820 (ТП13_|4)

11

22

67

17,6

56

55

1786—1804 (ТП12)

13

27

60

17,4

54

56

1551—1556 (ТПП)

2

48

50

17,1

53

56

1505—1515 (ТП8)

2

73

25

15,4

52

55

1519-1524 (ТП8)

2

77

21

15,1

50

65

1470-1475 (ТП,_2)

6

79

15

14,8

49

56

1010—1016 (ПК10) ;

5

57

38

10,5

31

Рис. 1.10. Спектры ядерного магнитного резонанса конденсатов по разрезу Бованенковского месторождения.Рис. 1.10. Спектры ядерного магнитного резонанса конденсатов по разрезу Бованенковского месторождения.

Рис. 1.10. Спектры ядерного магнитного резонанса конденсатов по разрезу Бованенковского месторождения.

Рис. 1.10. Спектры ядерного магнитного резонанса конденсатов по разрезу Бованенковского месторождения.

Начиная с залежи ТПц

происходят существенные изменения в групповом

составе конденсата, а

именно: обогащение нафтеновыми (48—79 %) и резкое снижение содержания ароматических углеводородов (2—6 %), Наряду с изменением группового состава конденсатов вверх по разрезу происходят количественные и качественные изменения всех классов углеводородов.

Ароматические углеводороды самых нижних изученных залежей (ТП2о и ТП18) имеют моноцик- лическое строение — это бензол, толуол и дизаме- щенные бензола (длина волны на спектрах ИК при 690, 700—800 см-1; рис. 1.9) сигналы от протонов на спектрах ЯМР при 3,0—3,7 и 7,5— 7,7 м. д. (рис. 1.10). Нафтеновые углеводороды имеют также моноцикли- ческое строение и обладают преимущественно циклогексановой структурой (полоса поглощения на спектрах ИК при 970 см-1).

Судя по результатам исследований методом газожидкостной хроматографии (табл. 1.14), н-ал- каны — преобладающий класс соединений в рас-

сматриваемой залежи. Пласты: /-ПКю; 2—ТП8; 3-ТП12; 4 —ТП18

Ряд н-алканов представ

лен углеводородами С6—Ci9-20, в основном соединениями С7_ц при максимальном содержании С8_9. Кроме н-алканов при хроматограммах идентифицируются метилциклогексан (МЦГ), бен

зол и толуол.

3. я Д S

= 5

Массовая доля

Глубина, м

Пласт

С.

с.

с,

с.

Сд

Сю

Си

с1г

57

1980—1990

ТП21

1,7

7,5

11,8

11,8

7,5

5,1

3,8

56

1900-1905

тп13

—

3,9

7,1

6,7

7,1

4*4

3,8

2,7

55

1815—1820

1786—1804

1730—1734

1П13+14 ТП12 ТПП

0,4

5,2

2,3

2,1

3,0

7,3

2,4

17,1

8,1

2,3

19,0

7,3 2,0

13,9

4,7

0,6

10,1

3,8

0,6

1519-1524

ТП8

0,8

—

4,4

1,8

0,1

Конденсаты вышележащих залежей ТП^—ТПю (глубины 1804—1820 м) характеризуются иным количественным соотношением и структурой углеводородных соединений — возрастает общее содержание нафтеновых углеводородов и усложняется их структура, а в ряду н-алканов исчезают соединения от С1б и выше при максимальном содержании С6. Начиная с объекта ТПп до ПКю (глубины 1010—1560 м) основным углеводородным компонентом конденсатов становятся конденсированные нафтены (см. рис. 1.9).

Ароматические углеводороды практически исчезают (на спектрах ИК отсутствуют полосы поглощения при длине волны 1610, 690, 700, 770—800 см-1, а на спектрах ЯМР — сигналы в области 3,0—2,7), а н-алканы встречаются в соединениях до Сц-is при высоком содержании суммы С5_8 (50—70%). На основании сказанного можно констатировать следующее.

Снизу вверх по разрезу закономерно уменьшается содержание ароматических углеводородов. Количественное распределение нафтеновых имеет обратную направленность, т. е. вверх по разрезу содержание их резко возрастает и одновременно усложняется структура последних. Ряд нормальных алканов при этом сокращается с С20 до Сц-13. Изменение углеводородного состава конденсатов по продуктивному разрезу носит плавный характер и строго определенную направленность, в результате чего можно сделать вывод, что установленное перераспределение конденсатов углеводородного состава обусловлено главным образом влиянием термобарических условий залегания залежей. В относительно жесткой термобарической обстановке (для залежи ТП20 давление 21,0 МПа, температура 75 °C) повышается растворимость ароматических углеводородов. Поэтому в нижних залежах растворились н-алканы значительной протяженности гомологического ряда.

При миграции углеводородов вверх по разрезу, с одной стороны, действует селективная адсорбция (выпадает из системы ббльшая часть ароматических углеводородов и высокомолекулярных н-алканов с одновременным обогащением соединениями Сб-8), а с другой, изменяется термобарический режим залежей (для залежи ПКю давление 13,7 МПа, температура 33 °C). Сово-

н-алканов, %

7 и

S С5-8

S С5-20 Х

X 100

I с5 —16

5 С5—20Х

X 100

Сц

С1(

Си

Си

С„

с18

С19

с20

2,2

1,9

1,1

0,7

0,6

0,6

0,4

0,1

57,1

36,8

96,9

1,4

1,0

0,6

0,2

0,6

0,1

—

39,2

45,4

98,3

4,8

2,5

0,8

0,5

0,2

0,1

—

—

71,2

4,3

100,0

1,6

0,7

0,5

0,2

0,1

—

—

—

36,5

26,3

100,0

0,1

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

7,0

100,0

купность указанных факторов привела к формированию залежей, в которых конденсаты обладают нафтеновым составом.

Отмеченная закономерность в изменении группового углеводородного состава, как правило, характерна для многопластовых месторождений отдельных нефтегазоносных провинций (Западно- Сибирская, Днепровско-Донецкая впадина, Туркменская ССР, Краснодарский край и др.). При рассмотрении конденсатов этого состава залежей различных районов по глубине нахождения их

ТАБЛИЦА 1.15

Месторождение, пласт

Глубина, м

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

Майкопское

2810

33

26

41

Березанское

2675

37

27

36

Усть-Лабинское

3380

48

19

33

Митрофановское

3700

46

21

36

Кацчуринское

1800

7

13

80

Совхозное

1700

11

14

75

Русский Хутор северный, IX

3200

10

24

66

Марковское

2500

6

12

82

Вуктыльское

3000

12

18

70

Оренбургское

1750

10

20

70

Уртабулакское *

1875

48

13

39

Кульбешкакское *

1500

63

10

27

Дарвазинское, Сг

770

1

87

12

Восточно-Рыбушанское

1300

1

29

70

Горючкинское

1830

1

27

72

Бованенковское, ТП8

1520

2

77

21

* По Старобинцу.

1

такая закономерность не была отмечена (табл. 1.15). Например, в конденсате Майкопского месторождения (Краснодарский край) на глубине 2810 м ароматических углеводородов содержится 33%, в конденсате же месторождения Кульбешкак (Узбекская

23

ССР) на глубине 1500 м —63%, т. е. отмеченная направленность изменения углеводородного состава конденсатов с глубиной не подтверждается. Видимо, влияние глубины залегания залежи (пластового давления) не предопределяет в общем случае групповой углеводородный состав конденсата, что контролируется температурным градиентом газоносного района и условиями формирования залежей (присутствие источника и состава поступающих жидких углеводородов). В самом деле, отмечается повышенное содержание ароматических углеводородов в районах с повышенным температурным градиентом (Краснодарский край — 4,6, Узбекская ССР — 5,6, Туркменская ССР — 4,0). Для районов, где температурные градиенты находятся в пределах 1,6—2,5 (Оренбургская обл., Коми АССР, Тюменская обл.), встречены конденсаты с относительно невысоким содержанием ароматических углеводородов (до 10—12%).

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ

Если известен углеводородный состав конденсата, можно рассчи-' тать фазовые равновесия пластовых газоконденсатных систем. Имеющиеся программы ЭВМ рассчитаны на то, что имеются данные о компонентных составах до СюН22 включительно. В последние годы характеристики углеводородного состава бензиновых фракций конденсатов изучают А. А. Бобылева, М. Г. Гуревич, Н. М. Белопольская и др.

Типовые индивидуальные углеводородные составы конденсатов основных газоносных районов приведены в табл. 1.16, из которой видно, что составы конденсатов Вуктыльского, Уренгойского и Оренбургского месторождений близки и что в них превалируют метановые углеводороды. Для конденсатов месторождений Средней Азии типичен состав с повышенным содержанием ароматических углеводородов.

Рассмотрим подробно особенность состава конденсата на примере Вуктыльского месторождения. Так, среди углеводородов с пятью атомами углерода в молекуле содержание метановых составляет 98,7 %, нафтеновых — 1,3 %. Среди углеводородов с шестью атомами углерода в молекуле метановых — 67,1 %, нафтеновых — 29,3 %, ароматических — 3,5 %. С семью атомами углерода в молекуле соответственно 53,1 %; 29,3 %; 17,0% и с восемью — 59,7 %; 17,7%; 22,4%. Всего же во фракции, кипящей до 130 °C, содержание метановых углеводородов составляет 72,4%, нафтеновых — 21,0 %, ароматических — 6,6 %.

Среди метановых углеводородов — от пентанов и до октанов включительно, более половины (55,6 %) имеют нормальное строение; несколько более трети (36,1 %) имеют одну метильную группу в боковом положении, много меньше метановых углеводородов с атомами углерода в боковом положении — всего около 6 %. Только ничтожное количество углеводородов имеют три атома углерода в боковом положении (0,4%) и совершенно отсутствуют с четырьмя.

Месторождение

Углеводороды

Вуктыль

ское

Кирпич- линское

Оренбургское

Уртубу- лак

Уренгойское

Метановые

2-Метилбутан

4,36

0,62

4,26

0,01

0,314

н-Гексан

3,45

0,57

8,60

0,39

0,510

2-Метил пентан

1,32

0,03

5,26

0,11

0,314

3-Метил пентан

0,85

0,22

3,41

0,08

0,005

2,2-Диметилбутан

0,22

0,04

0,24

0,01

0,010

2,3-Диметилбутан

0,20

0,01

0,56

0,02

0,020

н-Гептан

4,21

0,89

7,90

1,29

0,081

2-Метилгексан

1,36

0,34

2,74

0,36

0,228

З-Метилгексан

1,30

0,32

3,27

0,59

0.231

2,2-Ди метил пен та н

0,12

0,03

0,28

0,04

0,010

2,3-Диметил пентан

0,32

0,02

0,98

—

0,005

2,4-Диметилпентан

0,17

0,14

0,19

0,05

0,071

3,3-Диметилпентан

0,07

0,02

0,15

0,03

0,005

2,2,3-Триметилпентан

0,03

0,01

0,05

—

—

н-Октан

3,14

0,76

4,41

0,88

0,572

2-Метил гептан

1,25

0,19

2.П

0,73

0,226

4-Метилгептан

0,39

0,04

0,54

—

0,271

3,4 -Диметил гексан

0,06

0,01

0,10

0,29

0,015

З-Метилгептан

1,00

0,18

1,19

0,64

0,005

З-Этилгексан

0,04

0,01

0,02

—

0,175

Циклогексановые

Циклогексан

0,95

1,33

2,93

0,522

Метилциклогексан

3,24

3,88

3,85

—

1,869

1,2-Диметилцикл огексан (транс)

0,27

0,12

0,28

—

0,511

1,2-Ди метилцикл огексан (цис)

—

0,03

1,01

—

0,155

1,3-Диметилцикло гексан (транс)

0,10

0,39

0,29

—

-—

1,3-Диметилцикло гексан (цис)

0,84

0,07

0,007

1,4-Диметилциклогексан (транс)

1,4-Диметилциклогексан (цис)

0,11

0,03

Ароматические

Бензол

0,31

3,71

1,58

0,051

Толуол

2,55

5,68

2,41

—

0,0531

Этилбензол

0,42

1,18

0,72

—

0,074

н-Ксилол

0,51

0,66

0,31

—

0,096

м-Ксилол

1,07

2,75

0,89

—

0,301

Ксилол

0,50

2,16

0,50

—

0,105

Изопропилбензол

0,06

—

—

—

—

н-Пропилбензол

0,11

—

—

—

1 -Метил, 4-этилбензол

0,12

1-Метил, 3 этилбензол

0.26

1,3,5-Триметил бензол

0,20

1,2,4-Триметилбензол

0,44

—

—

—

—

Углеводороды

Месторождение

Вуктыльское

Кирпич- линское

Оренбургское

Уртубу- лак

Уренгойское

1,2,3-Т риметилбензол

0,12

—

—

Изобутилбензол

0,06

—

—

—

—

Вторичный бутилбензол

0,26

—

—

—

—

н-Бутилбензол

0,06

—

—

—

—

1,3-Диэтилбензол

0,05

—

—

—

1,2-Диэтилбензол

0,01

—

—

1-Метил, 4-изопротилбензол

0,06

—■

—

—

2,2-Диметилгексан

0,06

0,02

0,08

—

0,006

2,3-Диметилгексан

0,16

0,02

0,31

—

0,048

2,4-Диметилгексан

0,20

0,05

0,31

—

0,033

2,5 - Ди метил гекс а н

0,18

0,08

0,35

—

—

3,3-Ди метил гексан

0,08

0,01

0,36

—

0,012

2,2,3-Триметилпентан

0,01

—

0,04

—

0,005

2,3,4-Триметилпентан

0,01

—

0,05

—

Циклопентановые

Циклопентан

0,14

0,01

0,21

—

0,017

Метилциклопентан

0,69

1,26

1,96

—

0,441

1,1-Диметилциклопентан

0,15

0,04

0,47

—

0,073

1,2-Диметилциклопентан (транс)

0,29

0,19

1,11

—

0,138

1,3-Диметилциклопентан (транс)

0,16

0,09

0,54

—

1,3-Диметилциклопентан (цис)

0,17

0,08:

0,54

—

| 0,077

Этилциклопентановые

1,2,4-Т риметилциклопентан (транс)

0,11

0,03

0,49

0,012

1,2,3-Триметилциклопентан (транс, транс)

0,09

0,03

0,56

—

1,2,4-Т риметилциклопентан (цис, транс)

0,03

0,01

0,03

0,012

1,2,3-Триметилциклопентан (транс, цис)

0,03

0,01

0,06

—•

Во фракции, кипящей до 130 °C, содержание каждого из существующих метановых углеводородов нормального строения составляет в среднем 15%, каждого из существующих метановых углеводородов с одним атомом углерода в боковом положении — 4,5 %, с двумя атомами — около 0,4 %,; с тремя атомами — около 0,06 %. Следовательно, чем больше разветвленность метанового углеводорода, тем содержание его меньше.

При одинаковом числе атомов углерода в боковом положении особенно незначительно содержание тех метановых углеводородов, в которых содержится этильная группа. Так, если содержание углеводородов с двумя метильными боковыми группами составляет в среднем 0,48%, то с одной этильной группой — лишь 0,12%, 26

т. е. в четыре раза меньше. Углеводороды с тремя атомами углерода в боковом положении, в которых имеется этильная боковая цепь, видимо, вообще отсутствуют. Это указывает на то, что метановым углеводородам конденсата Вуктыльского месторождения не свойственны длинные боковые цепи.

Среди нафтеновых углеводородов заметно превалируют шестичленные над пятичленными. Соответственно среди кипящих до 130 °C — 16,7% и 5,9%. Среди циклических углеводородов особенно высоко содержание второго члена гомологического ряда, т. е. среди шестичленных нафтеновых углеводородов содержание метилциклогексана составляет 35,9% (считая на нафтеновые углеводороды, кипящие до температуры 130°C); среди циклопентанов метилциклопентана — 7,8 % (на ту же фракцию); среди ароматических толуола — 25 %, считая на ароматические углеводороды, кипящие до 130 °C.

В значительно меньших количествах содержатся первые члены гомологического ряда, особенно циклопентана (1,5%); бензола меньше, чем толуола (4,1%); циклогексана хотя и ниже, чем метилциклогексана, но значительно (21,6%).

Ароматические углеводороды имеют перед нафтеновыми и метановыми с точки зрения их выделения в чистом виде то большое преимущество, что они могут быть четко от последних отделены с помощью простой перегонки. Это приводит к тому, что даже при относительно небольшом содержании в конденсате их можно сконцентрировать и, следовательно, получить отдельные компоненты в чистом виде путем лишь несложных операций (например, бензол, толуол). И. С. Старобинцем на основе многочисленных данных выявлены следующие особенности индивидуальных составов конденсатов по сравнению с нефтями.

Среди ароматических углеводородов наблюдается, как правило, убывание концентрации в ряду, как и для нефтей: сумма ксилолов больше толуола и больше бензола. В то же время в отличие от нефтей, в конденсатах метанового типа с увеличением отношения метановых углеводородов к нафтеновым, относительно возрастает содержание парафиновых углеводородов изомерного соединения.

ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ НОРМАЛЬНЫЕ АЛКАНЫ

Исследование н-алканов, выделенных из конденсатов газоконденсатных месторождений, показало, что в последних содержание этих компонентов может составлять до С33Н63 (табл. 1.17). А в большинстве конденсатов содержатся н-алканы с атомом углерода в молекуле С22—С25. Таким образом, за редким исключением, в конденсатах всегда присутствуют твердые парафины (С17+). Чем выше пластовое давление, тем более высокомолекулярный н-алкан содержится в конденсате, выделенном из газа газоконденсатной залежи. Во многих случаях невозможно исследовать причину изменения конденсатогазового фактора (нарушение

Месторождение, пласт

Рпл» МПа

^л, °C

Массовая доля

с,

Се

с7

С,

и

1е и

ct,

Cie

Оренбургское

20,6

30

0,14

0,22

2,73

4,77

7,69

0,37

0,23

Вуктыльское

37,0

60

2,01

2,20

1,05

0,92

6,40

0 98

0,82

Шатлыкское

36,5

137

0,02

0,22

0,56

0,82

14,63

3,16

2,48

Кирпичлинское

32,5

110

0,16

1,87

2,43

1,65

5,43

0,11

0,09

Наипское, III Уренгойское,

19,3

86

0,05

0,56

0,68

1,57

6,50

0,07

0,03

БУМ

29,6

86

1,0

0,9

0,9

2,7

31,3

5,2

4,7

БУ1-2 Бованенковское,

25,4

76

1,0

1,2

4,2

8,1

23,1

0,7

0,3

ТП20

21,0

74

1,7

7,5

11,8

34,2

0,6

0,4

тп8

15,1

50

0,8

4,4

1,8

0,1

Геофизическое

40,0

109

5,27

1,05

1,86

2,39

12,5

1,49

1,37

У с ть- Ч а сельс кое,

—

—

3,24

6,06

25,0

1,40

0,65

БТ16

Усть-Часельское,

—

1,63

3,18

БТ10

технологического режима, пластовые потери конденсата и др.). Известно, что в первую очередь в пласте конденсируются самые высокомолекулярные углеводороды. Поэтому изучение ряда твердых парафинов при более низком пластовом давлении по сравнению с начальным позволяет установить факт пластовых потерь конденсата, подтвердить или опровергнуть недонасыщенность пластовой газоконденсатной системы. В табл. 1.18 приведены ряды твердых парафинов (в %) в начале разработки месторождений и при текущих пластовых давлениях. Видно, что ряды твердых парафинов заметно сократились в результате ретроград-

ТАБЛИЦА 1.18

Твердые парафины

Месторождение

Шатлыкское

Вуктыльское

Наипское

Оренбургское

^нач, 36,5 МПа

Ртек, 20,0 МПа

^нач, 37,6 МПа

Ртек, 17,0 МПа

Рнач, 15,3 МПа

Ртек, 20,6 МПа

^нач, 20,6 МПа

Ртек 15,9» МПа

^17

3,21

3,16

0,14

0,10

0,07

0,03

0,37

0,01

018

2,52

2,48

0,12

0,09

0,03

0,01

0,23

С19

1,85

1,90

0,10

0,08

0,02

—

0,17

С2о

1,59

1,55

0,08

0,07

0,01

—

0,13

с21

1,17

1,13

0,07

0,02

0,01

—

0,08

—

С22

0,75

0,83

0,06

0,01

0,01

—

0,01

С2з

0,60

0,56

0,05

—

—

—

—

С24

0,35

0,33

0,03

—

—

—

^25

0,24

0,21

0,01

—

—

—

—

С2в

0,08

0,08

—

—

—

—

—

—

С27

0,02

0,03

—

—

1

—

—

нормальных алканов, %

С19

с20

с2|

с22

С 2з

Cj4

С25

с2в

с27

С28

с2е

^30

0,17

0,13

0,08

0,71

0,60

0,50

0,39

0,31

0,23

0,15

0,08

0,03

—

1,90

1,55

1,13

0,83

0,56

0,33

0,21

0,02

0,08

0,03

—

0,09

0,02

0,08

0,01

0,09

0,01

0,08

0,01

0,06

0,03

0,015

—

—

—

—

4,5

0,2

0,6

4,7

0,1

0,1

4,5

5,0

4,7

3,9

2,7

1,9

1,6

1,0

0,6

0,1

1,16

0,43

1,12

0,30

0,99

0,16

0,99

0,10

0,81

0,72

0,46

0,46

0,35

0,28

0,22

0,1

ной конденсации. Так, в начальный период разработки Вуктыльского месторождения при пластовом давлении 37,0 МПа в ряду твердых парафинов присутствовали н-алканы с числом атбмов в молекуле углеводорода С27Н5б; при пластовом давлении 26,8 МПа этот углеводород уже отсутствует (с точностью до 0,01 % по массе), а при давлении 15,0 МПа отсутствуют уже несколько наиболее высокомолекулярных н-алканов, а концентрация других уменьшилась в два раза и более. При изучении данных по Шатлыкскому месторождению видим, что ряд н-алканов остался прежним, хотя пластовое давление снизилось более чем в два раза по сравнению с начальным. Этим подтверждается (как было определено в начале разработки) полная недонасыщенность (перегретость) залежи, обусловившая отсутствие пластовых потерь конденсата и постоянства его потенциального содержания в пластовом газе на протяжении всего периода разработки месторождения.

Изучение ряда н-алканов, содержащихся в конденсате, позволит также установить характер поступающей из скважины продукции при газоконденсатных исследованиях и избежать больших ошибок в определении потенциального содержания конденсата и его коэффициента конденсатоотдачи. Так, присутствие в газоконденсатной смеси примеси нефти заметно изменяет характер ряда твердых парафинов. Кроме того, возникают трудности лишь по промысловым исследованиям различить легкую нефть от газоконденсатной смеси с большим содержанием высококипящих углеводородов. В табл. 1.19 показан характер изменения рядов н-алканов, извлеченных из конденсата и нефтяной оторочки [15].

Нормальный парафин

Месторождение, горизонт 1

Нормальный парафин

Месторождение, горизонт

Уртабулак- ское, XV

Каракум- 1 ское, XV

Уртабулак- ское, XV

Каракумское, XV

Си

0,27/—

0,86/ —

С2о

0,51/0,40

—/0,96

С12

1,19/-

2,55/—

C2i

0,20/0,34

—/0,68

С1з

1,80/0,01

2,16/0,08 |

С22

0,01/0,30

—/0,47

Си

1,77/0,83

1,78/0,68 |

С2з

—/0,27

—/0,43

С15

1,56/1,16

0,49/0,99

С24

—/0,26

—/0,36

С16

1,5/1,13

0,14/1,23

С25

-/0,16

—/0,24

С17

1,40/0,94

0,04/1,13

С2в

—/0,01

—/0,12

С18

1,20/0,78

0,01/0,06

Сг?

—/Следы

—/0,05

С19

0,80/0,61

—/1,00

Примечание. В числителе — конденсат, в знаменателе — нефть.

Рассмотрение рядов н-парафинов, содержащихся в конденсате и нефти, показывает их существенное различие.

В нефтях даже при относительно низких пластовых давлениях содержание твердых парафинов в два раза и более превышает их содержание в конденсатах, полученных из газа при пластовом давлении, в два раза превышающем давление в нефтяных залежах (табл. 1.20). Кроме того, наблюдается сдвиг максимума в ряду н-парафинов в нефтях по сравнению с конденсатами. Так, если в конденсатах максимум приходится на н-алканы с числом атомов углеводородов в молекуле на С7—С9, то в нефтях максимум приходится на нормальные алканы Ci2—Си.

СОДЕРЖАНИЕ СЕРЫ

Из табл. 1.21 видно, что содержание серы в конденсатах колеблется в широких пределах. Так, например, в конденсатах месторождений Краснодарского края, Украинской ССР и Тюменской области содержится весьма малое количество серы (0,01—0,07%).

Повышенным содержанием сернистых соединений характеризуются конденсаты ряда месторождений Средней Азии. Так, массовая доля серы в конденсатах Джаркакского и Адамташского месторождений составляет 0,05—0,09 %. Высоким содержанием серы отличаются конденсаты месторождений: Оренбургское, Урта- булакское, Саман-Тепенское (0,5—1,13%). Особенно велико содержание серы в конденсате Астраханского месторождения.

Распределение серы во фракциях конденсата Оренбургского месторождения показано на рис. 1.11, откуда видно, что значительное количество этого компонента находится во фракциях, кипящих выше 250 °C. Интересно рассмотреть распределение сернистых соединений в стабильном конденсате, полученном из газа Оренбургского месторождения. Вне зависимости от наличия сероводорода в газе, полученном из различных частей Оренбургской 30

Месторождение

Глубина, м

Твердые парафины, массовая доля на фракцию, %

Ср

| с„

с„

Сго

| с21

| с12

С2з

С24

С25

с2в

с2,

| с28

с21

Аташкя (нефть) Наипское (конденсат)

980

1900

5,8

5,7

0,21

5,8 0,09

6,8 0,06

6,1 0,03

4,5

0,03

4,7 0,03

4,8

5,3

6,2

7,2

6,1

8,0

ТАБЛИЦА 1.21

Месторождение, горизонт (пласт)

Массовая доля серы, %

Месторождение, горизонт (пласт)

Массовая доля серы, %

Месторождение, горизонт (пласт)

Массовая доля сер ы, %

Краснодарский край

Узбекская ССР

Коми АССР

0,02

0,01

Вуктыльское

Майкопское

0,01

Газлинское, XII

Тюменская обл.

Ленинградское Старо-Минское

0,01

0,01

Учкырское, XIV

Учкырское, XV

0,02

0,22

Уренгойское, БУ14

0,02

0,01

Некрасовское

0,01

Южный Мубарек, XIII

0,02

УрешиИскиб, БУ|q||

Северный Мубарек, XVII

0,14

Уренгойское, БУ8

0,03

Украинская ССР

Уртабулакское, XV

0,80

Харасавэйское, ТП1—5

0,02

Адамташское, XV

Джаркакское, XII

0,05

Ямбургское, БУ9

0,02

Щебелинское

0,04

0,09

Заполярное, БТ3 4

0,02

Глебовское

Рудковское

Отс. 0,08

Кандымское Аккумское

0,10

0,03

Варьёганское, юра Геофизическое

Туркменская ССР

0,05 0,07

Битковское

Кегричёвское

0,02

0,02

Денгизкульское, XV

0,72

Рыбальское

0,05

Оренбургская обл.

Шатл ыкс кое

0,02

Тимофеевское

0,05

Наипское

Отс.

Гадячское, В-18

0,04

Оренбургское

1,13

Кирпичлинское

0,02

Краснознаменское, К-27

0,03

Совхозное

0,41

Камышлджа

0,16

Юрьевское

0,04

Башкирская АССР Канчуринское

0,29

Астраханская обл.

ОО

Астраханское

1,43

Температура, °CТемпература, °CРис. 1.11. Распределение серы во фракциях конденсата Оренбургского месторожденияРис. 1.11. Распределение серы во фракциях конденсата Оренбургского месторожденияВ стабильном конденсате сера содержится в следующем виде.В стабильном конденсате сера содержится в следующем виде.

Температура, °C

Температура, °C

Рис. 1.11. Распределение серы во фракциях конденсата Оренбургского месторождения

Рис. 1.11. Распределение серы во фракциях конденсата Оренбургского месторождения

В стабильном конденсате сера содержится в следующем виде.

В стабильном конденсате сера содержится в следующем виде.

структуры (от 1,3 до 4,6%), стабильные конденсаты содержат одно и то же количество серы 1,13% (в виде сероорганических соединений).

ТАБЛИЦА 1.22

Пределы отбора фракции, •С

Массовая доля серы на конденсат, %

общей

активной (меркаптановой)

неактивной (суль-

фи иной, дисульфидной, тиофеновой, тео- фановой)

НК—75

1,50

1,03

0,44

75—88

1,32

0,85

0,47

88—100

1,08

0,67

0,41

100-111

0,76

0,52

0,24

111-120

0,63

0,47

0,16

120—НО

0,88

0,48

0,40

140—160

0,80

0,49

0,31

160—180

1,00

0,47

0,53

180—200

1,00

0,42

0,58

Вид . .Массовая доля, %Вид . .Массовая доля, %Меркапта-новый0,64Меркапта-новый0,64

Вид . .

Массовая доля, %

Вид . .

Массовая доля, %

Меркапта-новый

0,64

Меркапта-новый

0,64

Дисульфид-ный

0,10

Сульфидный

0,12

Тиофановый,тиофеновый

0,26

Содержание по фракциям общего количества серы и раздельно активной и неактивной приведено в табл. 1.22.

ПЛОТНОСТЬ, МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА, ПОКАЗАТЕЛЬ ПРЕЛОМЛЕНИЯ

В табл. 1.23 приведена характеристика газовых конденсатов некоторых месторождений, а также месторождений, конденсаты которых обладают указанными параметрами, значительно отличающимися от средних.

ТАБЛИЦА 1.23

Месторождение, горизонт (пласт)

Плотность, г/см3

Молекулярная масса

Показатель преломления

Месторождение, горизонт (пласт)

Плотность, г/см’

Молекулярная масса

Показатель пре- ломле НИЯ

Оренбургское

0,6966

98

1,4020

Майкопское

0,8130

123

1,4520

Вуктыльское

0,7283

114

1,4135

Совхозное

0,6820

97

1,3897

Шатлыкское

0,7654

150

1,4397

Ходжа-Гу герда г

0,8237

150

1,4600

Уренгойское, БУ14

0,7365

98

1,4215

Русский Хутор,

0,7743

152

1,4338

Заполярное, БТ10

0,7445

105

1,4270

юра

Ямбургское

0,7700

114

1,4408

Тимофеевское, Тт

0,7878

135

1,4508

Харасавэйское,

0,7746

121

1,4205

Гадячское, В-18

0,7875

141

1,4433

ТП1-5

Артюховское, В-20

0,7931

140

1,4485

Геофизическое

0,7768

115

1,4359

Котелевское

0,8079

160

1,4580

Самотлорское

0,6950

82

1.3950

Уренгойское, БУ8

0,7484

100

1,4215

Канчуринское

0,6772

90

1,3905

Арктическое

0,7232

97

1,4050

Некрасовское

0,7917

132

1,4250

Варьеганское, БВ10

0,6998

90

1,4002

Усть-Лабинское

0,8261

134

1,4562

Заполярное, БТ3_4

0,7310

100

1,4160

По плотности и молекулярной массе при расчетах определяют состав пластового газа и потенциальное содержание конденсата, фазовые превращения пластового газа в установках УКПГ и т. д. Из табл. 1.23 видно, что плотность исследованных конденсатов изменяется в пределах 0,6770—0,8270, молекулярная масса — 92—160, показатель преломления— 1,3905—1,4600.

Все рассмотренные показатели находятся в прямой зависимости от группового углеводородного и фракционного составов конденсата. Например, плотности конденсатов, в которых велико содержание ароматических углеводородов (Майкопское, Усть-Ла- бинское, Гугертагское месторождения) значительно выше (более 0,8000), чем конденсатов, состоящих в основном из парафиновых углеводородов (Оренбургское месторождение).

вязкость

Кинематическая вязкость стабильных конденсатов зависит от фракционных составов конденсатов. Чем тяжелее фракционный состав конденсата и чем меньше в нем содержится легких фракций, тем выше вязкость конденсата. Наименьшей вязкостью характеризуется конденсат Оренбургского месторождения (0,59), наибольшей — конденсаты Шатлыкского и Сакарского месторождений, содержащие сравнительно небольшое количество легких фракций (более 2-10-4 м2/с),— см. табл. 1.24.

ТАБЛИЦА 1.24

Месторождение, горизонт (пласт)

Вязкость, 10-4 м2/с

Месторождение, горизонт (пласт)

Вязкость, IO-4 м2/с

Оренбургское

0,59

Русский Хутор северный,

2,0

Газлинекое

0,92

юра

Кегичевское

0,84

Шатлыкское

0,93

Рыбальское

0,82

Сакарское

1,03

Старо-Минское

0,69

Кирпичлинское

1,35

Майкопское

1,17

Уренгойское, БУ1О_И

1,05

Вуктыльское

0,78

Уренгойское, БУи

0,96

Маста хское

1,10

Харасавэйское

1,3

Новотроицкое

1,05

Геофизическое

1,93

Гадячское, В-17

1,58

Заполярное

0,95

Тимофеевское, Т1

1,36

ТЕМПЕРАТУРА КРИСТАЛЛИЗАЦИИ И ЗАСТЫВАНИЯ,

СОДЕРЖАНИЕ ПАРАФИНОВ

Температуры кристаллизации и застывания определяются по ГОСТ 20287—74. Эти параметры зависят от количества парафинов, содержащихся в конденсатах. Чем больше содержание парафинов, тем при более высокой температуре кристаллизуется и застывает конденсат. Из данных табл. 1.25 видно, что например, конденсат, в котором парафины отсутствуют (Оренбургское 2 3-ioe33

месторождение), имеет очень низкую температуру кристаллизации и застывания (ниже —60°C). Конденсат Вуктыльского месторождения, массовая доля парафинов в котором составляет 0,5%, имеет температуры кристаллизации и застывания соответственно — 1°С и —39 °C.

ТАБЛИЦА 1.25

Месторожден ие, горизонт (пласт)

Температура, °C

Массовая доля парафина, %

кристаллизации

застывания

Оренбургское

Ниже —60

Ниже —60

Отсутствует

Геофизическое

+3

—2

3,45

Харасавэйское, ТП15_16

— 12

—15

0,9

Средневилюйское

-50

Ниже —60

Менее 0,01

Вуктыльское

—1

—39

0,5

Газлинское

Ниже —60

Ниже —60

Отсутствует

Уренгойское, БУ10_ц

—29

—67

0,014

Уренгойское, БУ14

— 18

—54

0,015

Кирпичлинское

-10

-30

1,0

Новотроицкое

—20

—45

0,25

Русский Хутор северный,

+ Н

+4

8,7

юра Шатлыкское

—2

-10

2,6

Мастахское, пермь

—5

—15

1,2

Гадячское, В-17

+6

—5

2,6

Сакарское

—12

—21

1,1

Артюховское, В-20

—2

— 14

2,0

Даулетабадское

+ 15

+6

6,5

Большое содержание парафина (8,7%) установлено в конденсате месторождения Русский Хутор северный в юрской залежи. Этот конденсат застывает уже при температуре +4 °C.

Интересно отметить, что твердые парафины не содержатся в конденсатах газоконденсатных залежей, имеющих пластовое давление 20,0 МПа и ниже. При более высоких пластовых давлениях, как правило, в конденсатах газоконденсатных залежей содержится больше твердых парафинов.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ЗАЛЕЖИ

Накопленный большой фактический материал по составу и свойствам газовых конденсатов, определяемых стандартными методами и методами детального анализа, а также выявленные особенности конденсатов позволяют с достаточной уверенностью дать критерии оценки типа вновь открываемых залежей (нефть—конденсат).

При исследовании продукции скважин таких залежей наблюдалась схожесть их фазового поведения и идентичность некоторых физико-химических свойств (плотность, усадка, цвет и т. д.). Для подобных залежей характерно высокое содержание в поступающей из скважины углеводородной смеси жидкой фазы (более 34

1000 см3/м3). Указанные обстоятельства вызывают затруднения в определении типа залежи.

В работе [3] было показано, что не могут являться критериями такие параметры, как плотность жидкой фазы, отношение t'C4/n = C4, газовой фактор при его значениях ниже 300 м3/м3 и выше 600 м3/м3. Так, например, встречены газоконденсатные залежи с высокими пластовыми давлениями (>80,0 МПа), плотность конденсатов которых составляет 0,8630 г/см3, т. е. с такой же плотностью, какую имеют и многие нефти. Отношение iCJn = = С4 может быть одинаковым как для газовых конденсатов, так и для нефтей (табл. 1.26).

ТАБЛИЦА 1.26

Основные показатели пластовых углеводородных систем

Артюхов- | Анас- ское, (тасьевское, В-19а]В-19

Русский Хутор северный, юра 2

Хедли, США

Харьков- цевское, В-18

Залежь А

Тип залежи

газоконденсатная

нефтяная

газоконденсатная

газоконденсатная

нефтяная

нефтяная

Пластовые:

давление, МПа

температура, °C Газовый фактор, м3/м3 Молярные доли компонента, %

СН4

С2н„

С3н8

с4н10

С5Н12+

&,

Плотность С5Н, 2_р г/см3

Критическая температура пластовой системы, °C

Отношение tC4/n=C4

45,2 113

760

59,2

12,3

8,8

3,2

13,1

1,7

1,7 0,7988

108

0,38

48,7 120

730

60,4

11,5

6,8

2,7

13,6

3,0

2,9 0,8010

140

0,41

35,0

136

1200

67,8

11,6

3,2

1,6

9,7

3,3

2,8 0,7740

61

0,64

37,8 130

945

59,4

13,8

7,6

4,1

14,2

0,9 0,7710

102

0,24

53,1 122

720

59,6

11,0

8,2

2,8

14,9

0,6

2,9 0,7860

132

0,50

35,0 121 565

54,0

10,2

9,1

5,1

18,6

0,9

2,1 0,8000

136

0,66

В табл. 1.26 приведены также расчетные критические температуры пластовых углеводородных систем. Этот показатель может служить критерием оценки типа залежи. Если критическая температура ниже пластовой — залежь газоконденсатная, если выше— нефтяная. Однако следует учитывать, что точность определения критической температуры невысокая и погрешность может составлять 10%. Поэтому при близких значениях критической и пластовой температур одного этого критерия недостаточно.

Исследования последних лет залежей легкой нефти с высоким газосодержанием (600—800 м3/м3) и газоконденсатных залежей с высоким содержанием высококипящих углеводородов (700— 900 м3/м3), например залежи Артюховского, Анастасьевского и 2* 35

Харьковцевского месторождений, показали, что соотношения между количествами газа и жидкости не являются определяющими показателями в формировании типа залежи. При данной пластовой температуре и одном и том же соотношении количества газа и жидкости залежь может быть и нефтяной, и газоконденсатной в зависимости от свойств тяжелых компонентов. Примером могут служить залежи В-19 Анастасьевского и Артюховского месторождений, в которых соотношения газовых и жидких углеводородов примерно равны (~750 м3/м3). Но в залежи Анастасьевского месторождения углеводородная жидкость в своем составе содержит углеводороды, в молекуле которых число атомов углерода достигает 34, а в залежи Артюховского месторождения — 26. Это обусловило существование в первом случае нефтяной залежи (несмотря на более высокую пластовую температуру), а во втором — газоконденсатной.

Исследования составов нефтяных газов и газов газоконденсатных месторождений показали существенное различие между ними. Характерная особенность газоконденсатных газов — увеличение концентрации от этана к пропану, тогда как в нефтяных газах указанная закономерность отсутствует: содержание этана всегда меньше содержания пропана (табл. 1.27).

ТАБЛИЦА 1.27

Молярная доля, %

Месторождение

с.

| с2

| с.

1

| с5+

| СО,

1

| с2/с3

Ромашкинское

36,3

19,8

24,0

18,2

1,7

0,83

Туймазинское

37,1

20,5

25,1

16,1

—

—

1,2

0,82

Мамонтовское

66,47

7,92

14,66

7,79

3,03

0,53

2,62

0.64

Усть-Балыкское

66,37

7,62

12,90

6,59

2,41

0,78

3,32

0.59

Западно-Сургутское

83,96

3,33

5,27

4,41

2,49

0,54

—

0,63

Самотлорское

58,35

4,96

15,48

12,12

6,32

0,73

2,01

0.32

В работе [15] сообщалось, что имеется значительное различие в групповом углеводородном составе конденсатов и нефтей. Так, указывалось, что для группового углеводородного состава нефтей характерно непрерывное возрастание содержания ароматических углеводородов во фракции выше 200 °C (см. рис. 1.8). В конденсатах же ароматические углеводороды достигают максимума во фракции 140—180 °C, а во фракции выше 200 °C их содержание резко снижается. Однако такая закономерность существовала для конденсатов и нефтей в залежах, расположенных на относительно небольших глубинах (не ниже 3500 м). В залежах на глубинах около 5000 м наблюдается сглаживание составов конденсатов и нефтей, в том числе и группового углеводородного состава, что хорошо видно на рис. 1.12. Содержание ароматических углеводородов достигает максимума уже не во фракции 140—-180 °C, а выше 200 °C и может оказаться, что существенного различия между легкими нефтями и тяжелыми конденсатами в групповом углеводородном составе наблюдаться не будет. Поэтому в глубокоза- 36

Рис. 1.12. Распределение содержания ароматических углеводородов в конденсатах (/ — Тимофеевское месторождение; 2 — Березовское месторождение) и нефтях (3— Талалаевское месторождение)Рис. 1.12. Распределение содержания ароматических углеводородов в конденсатах (/ — Тимофеевское месторождение; 2 — Березовское месторождение) и нефтях (3— Талалаевское месторождение)Рис. 1.13. Распределение ряда нормальных алканов в нефтях (2) и конденсатах (/)

Рис. 1.12. Распределение содержания ароматических углеводородов в конденсатах (/ — Тимофеевское месторождение; 2 — Березовское месторождение) и нефтях (3— Талалаевское месторождение)

Рис. 1.12. Распределение содержания ароматических углеводородов в конденсатах (/ — Тимофеевское месторождение; 2 — Березовское месторождение) и нефтях (3— Талалаевское месторождение)

легающих месторождениях для распознавания типа залежей необходимо использовать другие критерии, имеющие более существенные различия для нефтей и конденсатов. Такими критериями могут быть н-алканы (протяженность ряда и максимум содержания того или иного углеводорода) и содержание в углеводородных пробах ароматических углеводородов сложных конденсированных структур. Ниже рассмотрим эти критерии.

10 7009001100 13001500800 WOO 1200 1400160010 7009001100 13001500800 WOO 1200 14001600Длина волны, см"1Длина волны, см-1Рис. 1.14. Спектры ИК конденсат а(7) и нефти (2)Длина волны, см"1Длина волны, см-1Рис. 1.14. Спектры ИК конденсат а(7) и нефти (2)Исследования последних лет проб газовых конденсатов и нефтей позволили установить некоторые закономерности распределения и протяженности ряда твердых парафинов. Так, например, в нефтях вне зависимости от глубины залегания залежи протяженность рядов н-алканов весьма большая (С34), причем с максимумом содержания атомов углерода в молекуле на С16—Ci8.

10 7009001100 13001500800 WOO 1200 14001600

10 7009001100 13001500800 WOO 1200 14001600

Длина волны, см"1Длина волны, см-1

Рис. 1.14. Спектры ИК конденсат а(7) и нефти (2)

Длина волны, см"1Длина волны, см-1

Рис. 1.14. Спектры ИК конденсат а(7) и нефти (2)

Ряды нормальных алканов конденсатов значительно короче (как правило, Cig—Сгз) и максимум приходится на углеводороды С7—С9 (рис. 1.13).

Широкими исследованиями конденсатов и нефтей нефтяных оторочек было установлено (Барташевич, 1979 г.), что ароматические углеводороды сложных структур (конденсированные трициклические структуры) присутствуют в нефтях и отсутствуют в газовых конденсатах.

Наличие в составе анализируемой пробы углеводородной жидкой фазы сложных ароматических структур устанавливается методом инфракрасной спектроскопии. Бициклические и трициклические ароматические структуры фиксируются на спектре полосой поглощения с длиной волны 820 см-1, что хорошо видно на графике рис. 1.14 (спектрограмма 2).

Следует отметить, что в глубокозалегающих месторождениях определение типа залежи с критическими газовыми факторами (600—900 м3/м3) по фазовому поведению на поверхности и физическим свойствам жидкой фазы (плотность, усадка, цвет) не представляется возможным. Детальные исследования состава углеводородной жидкой фазы (компонентного и химического) позволяют достоверно устанавливать тип залежи.

Приведенные параметры могут быть хорошими критериями при определении типа конкретной залежи.

ГЛАВА II

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ И ПРИМЕНЯЕМАЯ АППАРАТУРА

МЕТОДЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

В СССР за 30 лет практики исследований, проводимых на газоконденсатных месторождениях, было предложено несколько методов изучения характеристики пластовых углеводородных систем.

В начале 50-х годов применялся метод, предусматривающий исследование незначительных объемов газа, непрерывно отбираемого из устья скважины при статическом давлении на устье, на месторождениях: Песчаный Умет, Коробковское, Баракаевское, Иловлинское и др. По этому методу получали заниженные количества выделяющегося конденсата и облегченный фракционный состав. Однако большие погрешности не возникали, так как глубина залегания газоконденсатных залежей в те годы была небольшой и конденсат, получаемый из газа, состоял в основном из бензиновых фракций. При небольшой глубине залегания (1000— 1700 м) разница в статических давлениях на устье и забое скважины составляла 1,5—2,0 МПа. Занижение результатов как по количеству выделяющегося конденсата, так и по его составу не превышало 5 % (табл. II.1).

ТАБЛИЦА II.1

Температурный предел отбора фракций

Конденсат, выделяющийся из

Температурный предел отбора фракций

Конденсат, выделяющийся из

устьевого газа

пластового газа

устьевого газа

пластово го газа

Начало кипения, °C Отгон при температуре, °C:

10%

59

60

Конец кипения, СС Объемная доля, %: отгона

203

98

212

98

90

87

остатка

0,7

0,9

50%

90%

117

158

118

160

Потери, %

1,3

1,1

Исследование открытых во второй половине 50-х годов месторождений, залегающих на глубинах более 2000 м, показало, что занижения выхода конденсата могут быть значительными (20— ЗО°/о). Так, сравнение с выходами конденсата и его составами, например, по месторождению Русский Хутор северный (юрская залежь), полученными указанным методом и методом непрерывного отбора промышленных количеств газа, показало следующее. Выход конденсата равнялся 640 см3/м3 вместо 850 см3/м3, а температура его кипения была на 130 °C ниже при перепаде давлений устье—забой, равном 11,1 МПа.

Широкое внедрение в практику метода непрерывного отбора промышленных количеств газа при газоконденсатных исследованиях началось с выпуска опытного образца передвижной газоконденсатной лаборатории ЛПГ-1 в 1956—1959 гг. Этот метод подробно описан ниже.

В 60-х годах в основном на месторождениях Средней Азии применяли метод непрерывного отбора незначительных количеств газа из движущегося двухфазного потока и бессепарационный метод.

Метод непрерывного отбора незначительных количеств газа заключается в следующем. Вся продукция скважины направляется в газопровод. Часть потока (<1 %) с помощью специального зонда отводится в малый сепаратор. Достоверность получаемых данных зависит от отбора «средней» пробы из двухфазного потока. Практика исследований показала, что при незначительных содержаниях конденсата в пластовом газе (до 100 см3/м3) погрешности составляют максимум 33%, а при больших (более 1000 см3/м3 на Талалаевском месторождении)—более 100% [4].

Бессепарационный метод заключается в следующем. Рекомбинируется проба отобранного на устье газа, с пробой конденсата, отобранного на забое при статическом давлении, равном давлению на устье скважины. При этом предполагается, что конденсат на забое по составу идентичен выделившемуся при давлении и температуре на устье и опустившемуся на забое. Количество выделившегося конденсата определяется по формулам:

(П.1)(П.2)(П.3)(П.1)(П.2)(П.3)dp %т^ст PCT(xi)

(П.1)

(П.2)

(П.3)

(П.1)

(П.2)

(П.3)

р Рст Лх,)2^)

?ст(х,) _ Рст Тср( ^р г(хр %т2ст %pi ^Х. п ^(Ру-Рпл)

22,4ру - /И ’

где Др — приращение давления в стволе скважины, МПа; Т„ — температура, равная 293 К; zCT— коэффициент сверхсжимаемости (z = 1); pCT(xt) — плотность газа при стандартных условиях давления и температуры, кг/см3; х— глубина скважины, м; dx—приращение глубины, м; р— давление в стволе скважины, МПа; рст — давление при 0,1 МПа; Т^о— температура в стволе скважины, К; г^х^ — коэффициент сверхсжимаемости на данном участке ствола скважины; Гер* — средняя температура t-ro интервала ствола скважины, К; pcpi — среднее давление t-ro интервала ствола скважины, МПа; ^xi — приращение глубины скважины t-ro интервала, м; дк — количество конденсата, выделяющегося из пластового газа при устьевых давлении и температуре, кг/м3; М — молекулярная масса конденсата; ру — плотность газа на устье, приведенная к нормальным условиям, кг/см3; рПл — плотность пластового газа, приведенная к нормальным условиям, кг/см3.

Покажем ошибки в вычислениях количества выделяющегося конденсата при использовании указанных формул.

Если принять в выражении (II.2) рср = 20,0 МПа, 7ср = 350 К, Др^ = = 1,0 МПа и ^x^ = 500 м, погрешности манометра ±0.03 МПа (манометр на 30.0 МПа, класс точности 0,1 %), термометра ±1°С и лебедки ±1 м, то погрешность определения отношения PCT(xf/zC4) составит

1,03 • 104Г^Р РСр ,_ Т^р7срДрТ Др

-293[ Дх dr=P + ₽срДх W (Дх)(Мг X

j1,03-Ю4. .350-1,0350-1,0

X d (Дх) — 293 20,0 500 1,0 - 1 + 350 • 0,03 4- gQ-Q- 0,03 +^=^

1,03 • 132’

G 2930~ °’04-

= 0,03 отношение составит:= 0,03 отношение составит:При 5(р/г)пр = 3,7 % или p = 0,840, ep

= 0,03 отношение составит:

= 0,03 отношение составит:

Рст 1,03 - 104 - 350 - 1,0 zUd” 293-20,0-500” ,2'

Если плотность газа будет определена с такой погрешностью, то такая же ошибка накладывается на разность плотностей в интервале 500 м.

При содержании в пластовом газе C5Hi2+, равном 100 г/м3, количество конденсата, которое может выделиться из газа при снижении давления и температуры в интервале 500 м, составит около 15—20 г/м3. Если молекулярную массу конденсата принять равной 100, то разность плотностей составит:

0,020 - 22,4 - 0,840 — 100 - 0,020 п m д

100 “

т. е. погрешность будет больше разности (0,03/0,016)100=190 %.

Следовательно, с такой же погрешностью определяется конденсатогазовый фактор q вк ( — 200 °/0).

Газоконденсатные месторождения с содержанием С5Н12+, равным 100 г/м3 и более, составляют лишь небольшую часть. Газ большинства месторождений содержит углеводородов С5Н12+ менее 50 г/м3.

В этом случае погрешность определений еще выше.

В середине 70-х годов предложен комбинированный метод исследований с отбором пробы из движущегося двухфазного потока при давлении и температуре на устье (рис. II.1). Расчеты велись по формуле

где q\ — количество конденсата, выделяющегося до штуцёра, см3/м3; <7з — количество конденсата, выделяющегося в малом сепараторе из газа, отобранного при давлении и температуре на устье,

41

см3/м3; pi, р2, рз — соответственно плотность конденсата, выделяющегося до штуцера, после штуцера и в малом сепараторе, г/см3.

Сущность метода заключается в следующем. Двухфазный поток из скважины проходит через тройник 1 в газопровод. Из катушки 2 отбирается часть жидкости и через улавливатель жидкой фазы 5 направляется в термостатируемый сепаратор 6, в котором определяются q^ и плотность конденсата р3. Одновременно отбираются пробы конденсата из ловушек 4 и 5 для определения плотности конденсатов pi и р2. Затем рассчитывается qx до тройника 1.

О. Ф. Худяковым было установлено, что в присутствии жидкой фазы количество выделяющегося из газовой фазы конденсата больше на Д^, поэтому сумма qx-Yq^ не равна количеству конденсата после штуцера, а предлагаемая авторами формула (II.4) основана на их равенстве.

К большим погрешностям приводит также разница (в формуле) двух близких величин (различие в тысячном знаке) и сложность технического исполнения самого исследования (использование электростанции с тепловым реле). Поэтому этот метод оказался непригодным как с теоретической, так и с практической точки зрения.

В США широко распространен метод непрерывного отбора части двухфазного потока (<1%) при устьевых рабочих давлении и температуре.

. Принципиально метод заключается в следующем (рис. II.2). На головке скважины 1 устанавливается специальный лубрикатор 9. в котором помещается поршень с трубкой 12 и наконечником 17. На верхнюю часть поршня воздействует затрубное давление или давление, создаваемое масляным ручным насосом 8. При спуске поршня на дно лубрикатора, трубка с наконечником вхоДят в фонтанную арматуру ниже коренной задвижки до точки, где отбирается проба из ненарушенной части потока. Затем малая термостатируемая сепарационная установка 3 (рис. П.З) 42

Рис. 11.2. Технологическая схема исследования комбинированным методом.Рис. 11.2. Технологическая схема исследования комбинированным методом./ — устье скважины; 2 — промысловый сепаратор; 3 — малая сепарационная установка; 4 — выход газа; 5 — расходомер; 6 — соединительная линия со штуцером;7 — сливной кран; 8 — масляный ручной насос; 9, 10 — лубрикаторы; 11 — поршень; 12 — трубка, поддерживающая наконечник; 13 — вентиль к термостатируемой сепарационной установке (ТСУ);14 — газ для охлаждения бани ТСУ; 15 — фонтанные трубы; 16 — затрубное пространство; 17 — наконечник/ — устье скважины; 2 — промысловый сепаратор; 3 — малая сепарационная установка; 4 — выход газа; 5 — расходомер; 6 — соединительная линия со штуцером;7 — сливной кран; 8 — масляный ручной насос; 9, 10 — лубрикаторы; 11 — поршень; 12 — трубка, поддерживающая наконечник; 13 — вентиль к термостатируемой сепарационной установке (ТСУ);14 — газ для охлаждения бани ТСУ; 15 — фонтанные трубы; 16 — затрубное пространство; 17 — наконечникРис. П.З. Схема малой термостатируемой сепарационной установки.1 — сепаратор; 2 — теплообменники; 3 — газоосушители; 4 — уравнительная емкость; 5 — счетчик газаРис. П.З. Схема малой термостатируемой сепарационной установки.1 — сепаратор; 2 — теплообменники; 3 — газоосушители; 4 — уравнительная емкость; 5 — счетчик газа

Рис. 11.2. Технологическая схема исследования комбинированным методом.

Рис. 11.2. Технологическая схема исследования комбинированным методом.

/ — устье скважины; 2 — промысловый сепаратор; 3 — малая сепарационная установка; 4 — выход газа; 5 — расходомер; 6 — соединительная линия со штуцером;

7 — сливной кран; 8 — масляный ручной насос; 9, 10 — лубрикаторы; 11 — поршень; 12 — трубка, поддерживающая наконечник; 13 — вентиль к термостатируемой сепарационной установке (ТСУ);

14 — газ для охлаждения бани ТСУ; 15 — фонтанные трубы; 16 — затрубное пространство; 17 — наконечник

/ — устье скважины; 2 — промысловый сепаратор; 3 — малая сепарационная установка; 4 — выход газа; 5 — расходомер; 6 — соединительная линия со штуцером;

7 — сливной кран; 8 — масляный ручной насос; 9, 10 — лубрикаторы; 11 — поршень; 12 — трубка, поддерживающая наконечник; 13 — вентиль к термостатируемой сепарационной установке (ТСУ);

14 — газ для охлаждения бани ТСУ; 15 — фонтанные трубы; 16 — затрубное пространство; 17 — наконечник

Рис. П.З. Схема малой термостатируемой сепарационной установки.

1 — сепаратор; 2 — теплообменники; 3 — газоосушители; 4 — уравнительная емкость; 5 — счетчик газа

Рис. П.З. Схема малой термостатируемой сепарационной установки.

1 — сепаратор; 2 — теплообменники; 3 — газоосушители; 4 — уравнительная емкость; 5 — счетчик газа

калибруется по промысловому сепаратору 2. Таким образом, чтобы последовательно изменялась скорость отбора пробы из двухфазного потока в термостатируемую установку 3 до тех пор, пока количества выделяющегося конденсата в обеих установках не станут равными. В промысловом сепараторе и малой сепарационной установке в этот период поддерживаются одинаковые давление и температура.

Распределение жидкой фазы в двухфазном потоке — неизвестная функция турбулентности. Если наконечник поместить в центре потока, то им можно отобрать пропорциональные части пленочной и взвешенной жидкости, а также и газовой фазы.

Регулированием скорости отбора пробы можно получать большую или меньшую скорость в сравнении со скоростью общего потока, что в свою очередь обусловливает изменение пропорции взвешенной жидкости и газа, поступающих в пробоотборный наконечник. Это объясняется тем, что инерция более плотных в сравнении с газовой фазой диспергированных жидких капелек заставляет их поддерживать направление движения и скорость и поступать в пробоотборный наконечник в увеличивающихся пропорциях при снижении скорости отведения части потока из общего.

Так как одна из фаз смачивает стенки трубы (и в виде пленки движется по ней), то отношение скоростей в наконечнике и трубе не может быть равным единице для получения одинакового содержания углеводородов С54. в пробе и общем потоке. Это отношение колеблется в пределах 0,85—0,94. Поэтому проблема 43

получения представительной пробы из двухфазного потока решается путем калибровки по сепаратору с использованием наконечника при фиксированных условиях отбора пробы из потока: при положении наконечника, скорости опробования, скорости общего потока. На основе этих опытов строится график, приведенный на рис. II.4. В пересечении линии выхода углеводородов С5+ в сепараторе (у) с кривой калибровки получа-

Объемная скорость, м3/ч - ют необходимую скорость отбора Рис. 11.4. Калибровочная кривая малой пробы ИЗ ПОТОКЗ, ПО ЗНаЧвНИЮ КО- термостатйруемой сепарационной установки *„

по промысловому сепараторуТОрОЙ ОПреДСЛЯЮТ В МИЛОМ Тбр-

мостатируемом сепараторе выход конденсата при различных давлениях и температурах.

По данным исследований Д. Катца видно, что при коэффициенте скорости 0,85 можно получить представительную пробу (с погрешностью ±7%) для дебитов газа от 150 000 до 700 000 м3/сут (при диаметре трубы 63 мм), если в смесителе перед наконечником содержится жидкой фазы до 150 см3/м3 газа. При этом следует учитывать, что внутренний диаметр наконечника должен быть не менее 3 мм.

Американская ассоциация природного газа сделала следующие выводы:

представительную пробу с большей достоверностью можно получить, используя тонкостенный заостренный наконечник;

наконечник должен быть хорошо центрирован;

размер наконечника должен быть не менее 3 мм;

отбор пробы из вертикального потока более надежен, чем из горизонтального;

получению более представительной пробы из двухфазного потока способствует применение смесителей, позволяющих разбивать пленку жидкости и распределять жидкость по поперечному сечению трубы;

при высокой турбулентности потока пробоотборное устройство становится менее чувствительным к коэффициенту скорости и положению наконечника;

. более представительную пробу получают при высоком давле- нии отбора;

скважину необходимо эксплуатировать с дебитом газа, достаточным для предотвращения стекания жидкости по колонне.

ПРОМЫСЛОВЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Исследование газоконденсатной характеристики месторождений проводится для следующих целей: 1) подсчета запасов газа и конденсата; 2) составления проекта разработки месторождения;

44

3) составления проекта обустройства промысла; 4) определения направления использования конденсата.

В соответствии с той или иной целью исследования изучают определенные параметры и показатели пластовой углеводородной системы.

Для подсчета запасов газа и конденсата определяют:

количество выделяющегося сырого конденсата в см3 на м3 отсепарированного газа при выбранном давлении и температуре сепарации;

содержание углеводородов C5Hi2+ в пробах сырого конденсата и отсепарированного газа и их физико-химические свойства" *1

компонентный состав проб сырого конденсата и отсепарироваи- ного газа;

состав пластового газа и потенциальное содержание углеводородов С5Н12+ (конденсата) и других компонентов газа;

коэффициент конденсатоотдачи.

Для составления проекта разработки месторождения определяют:

изменение потенциального содержания конденсата при снижении пластового давления;

изменение коэффициента конденсатоотдачи в процессе разработки.

Для составления проекта обустройства промысла определяют: количество выделяющегося сырого и стабильного конденсата в I и II ступенях сепарации газа при различных давлениях и температурах в первой ступени и заданных давлении и температуре во второй;

состав отсепарированного газа и массовое содержание в нем углеводородов C5Hi2+;

состав отправляемого с промысла сырого конденсата и массовое содержание в нем углеводородов C5Hi2+;

количество и состав газа дегазации сырого конденсата;

температуру застывания конденсата;

содержание твердых парафинов в конденсате.

Для направления использования конденсата определяют:

состав сырых конденсатов при различных давлениях и температурах сепарации газа;

фракционный состав конденсата;

групповой химический состав конденсата;

товарную характеристику конденсата;

индивидуальный углеводородный состав конденсата.

Большинство из указанных характеристик определяют в условиях лаборатории, а непосредственно у скважины изучают выход конденсата при различных давлениях и температурах сепарации и отбирают представительные пробы газа и сырого конденсата.

' В зависимости от цели и условий проведения исследований и типа газоконденсатной залежи применяют ту или иную методику.

На разведочных площадях при подготовке исходных данных для подсчета запасов газа и конденсата и проектирования разработки применяют методику исследования продукции скважины при одноступенчатом ее разделении. В период опытно-промышленной эксплуатации месторождения при подготовке исходных данных для проектирования обустройства месторождения используют методику исследования продукции скважины двухступенчатой сепарацией газа. В случае недонасыщенности пластовой газоконденсатной системы при устьевых рабочих условиях давления и температуры применяют методику трехступенчатой сепарации газа.

Несмотря на различия методик проведения исследования, общепринятым в СССР является метод непрерывного отбора промышленных количеств газа.

Опыт исследований показал, что представительные состав конденсата и его выход при небольших затратах времени (2—3 дня) можно получить в том случае, если допустимый дебит газа будет минимальным, скорость последнего в башмаке фонтанных труб составит около 4 м/с и более, а депрессия на пласт не превысит 10 %. При депрессии более 10 % время, затрачиваемое на проведение исследования, увеличивается.

Во избежание колебания дебита газа давление сепарации должно быть равно или меньше половины устьевого рабочего давления. Если разведочная скважина подключена к газопроводу, причем в последнем колеблется давление, необходимо за сепаратором смонтировать регулятор давления. При установившихся условиях истечения газа из скважины точность замеров выхода конденсата осуществляется с погрешностью, не превышающей 3 %.

Определенные требования должны соблюдаться и к подбору исследовательского сепаратора. Сепаратор необходимо эксплуатировать с дебитами газа, не превышающими 50% его паспортной производительности. Этим обеспечивается полное отделение от газа жидкой фазы.

Обеспечение заданного дебита газа осуществляется штуцером постоянного сечения, который устанавливается на устье скважины, если температура позволяет поддерживать в линии, соединяющей сепаратор со скважиной, безгидратный режим. В противном случае штуцер монтируется на входе в сепаратор.

Методика исследования при одноступенчатой сепарации газа

На рис. II.5 приведена принципиальная схема обвязки исследовательского сепаратора со скважиной. Продукция из скважины 1 направляется через штуцер 2 в сепаратор 3 типа ЛПГ-3, в котором конденсат отделяется от газа. Отсепарированный газ поступает на замерное устройство 4 и далее в газопровод 5. Количество конденсата замеряется либо в нижней части сепаратора, либо в отдельной емкости. Объем сырого конденсата в сепараторе или емкости замеряется с помощью кранов. После продувки и закрытия 46

задвижки, обеспечивающей сброс скопившегося конденсата, приоткрывается нижний кран и закрываются выше расположенные. Как только уровень конденсата достигнет крана, из последнего вместо слабой струи газа покажутся белые брызги конденсата. Этот кран закрывается и включается секундомер. Одновременно или спустя некоторое время приоткрываются выше расположенные краны и т. д. Зная объем емкости между нижним и верхним кранами, время накопления конденсата и количество прошедшего за этот период времени газа, можно определить выход конденсата в см3 на 1 м3 отсепарированного газа.

Если рабочий объем замерной емкости конденсата и его выход таковы, что. позволяют проводить замеры скапливающегося сырого конденсата в течение 3 мин, то получаемые результаты надежны. В противном случае необходимо проводить дополнительные исследования по выходу конденсата, теперь уже дегазированного в емкости-резервуаре при атмосферном давлении. Объем конденсата замеряется линейкой с укрепленной на ней стеклянной трубкой для отбивки уровня раздела воды и углеводородного конденсата. Выход конденсата и его плотность в первый день работы периодически замеряются. Подготовительный период работы считается законченным, если воспроизводимость результатов находится в пределе 3—4 %. Такая воспроизводимость результатов может быть легко осуществима, если замеры дегазированного конденсата проводить за 8—12 ч. Для замера дегазированного конденсата при конденсатогазовом факторе (КГФ) 300—400 см3/м3 используется резервуар объемом 20—30 м3 и диаметром не более 3 м. При более высоких КГФ объем резервуара должен быть не менее 50 м3, а диаметр — не более 6 м. В этом случае обеспечивается достаточная точность замеров.

В результате исследований строится график (рис. II.6) зависимости от времени: выхода дегазированного конденсата, суммарного накопления конденсата, суммарного накопления воды, плотности конденсата, суммарного количества отобранного газа.

Выход сырого конденсата определяется по выходу дегазированного применением стального калиброванного контейнера и

5 —5 —3 — конденсата, 4 — конденсатогазовый фактор, плотность конденсата3 — конденсата, 4 — конденсатогазовый фактор, плотность конденсатаРис. II.7. Схема определения объема сырого конденсатаРис. II.7. Схема определения объема сырого конденсата

5 —

5 —

3 — конденсата, 4 — конденсатогазовый фактор, плотность конденсата

3 — конденсата, 4 — конденсатогазовый фактор, плотность конденсата

Рис. II.7. Схема определения объема сырого конденсата

Рис. II.7. Схема определения объема сырого конденсата

стеклянной мерной колбы, причем последняя подвешивается в резервуаре на несколько часов для стабилизации в ней дегазированного конденсата в контакте с углеводородными парами.

Объем сырого конденсата определяется следующим образом (рис. II.7). Вначале калиброванный стальной контейнер 8, подсоединенный к стенке нижней части сепаратора 7 посредством стального капилляра 5, наполняется газовой фазой из сепаратора через вентили 1 и 3. В это время нижний вентиль 4 слегка приоткрыт, что обеспечивает удаление из него воздуха. После того как давления в контейнере и в сепараторе станут одинаковыми, вентили 3 и 4 закрываются. При этом к вентилям 2 и 4 подсоединяется капилляр 6. Если зеркало конденсата располагается выше вентиля 2, капилляр 5 отсоединяется. Затем при полностью открытых вентилях 2 и 4 через вентиль 3 с очень небольшой скоростью из контейнера выпускается газовая фаза, что предохраняет от разгазирования поступающий в контейнер из сепаратора сырой конденсат. Когда через вентиль 3 начнет поступать жидкая фаза, вентили 3 и 4 закроются. Если температура в сепараторе значительно ниже атмосферной, необходимо в момент наполнения контейнера сырым конденсатом поддерживать ее равной температуре сепарации, иначе в контейнере произойдет разгазирование сырого конденсата.

На втором этапе опыта калиброванный контейнер 8 с только что отобранной пробой сырого конденсата снова подсоединяется посредством капилляра 5 к вентилю /, а капилляр 6 отсоединяется. Последовательным открытием вентилей 1, 3 и 4 сырой конденсат вытесняется газовой фазой сепаратора из контейнера при постоянном давлении. Вентиль 4 в этот момент лишь слегка 48

приоткрыт, так что жидкая фаза поступает в колбу очень медленно. Освобождающийся при этом газ выходит из горлышка колбы, не захватывая с собой капелек конденсата. После вытеснения всей жидкой фазы из контейнера в колбу газ еще некоторое время пропускается через вентиль 4, чтобы осушить смоченные стенки контейнера. Колба с пробой конденсата немедленно подвешивается в резервуаре. После нескольких часов стабилизации она вынимается, записывается объем конденсата и замеряется его температура. Затем рассчитывается объем, приведенный к стандартным, условиям (0,1 МПа и 20 °C).

Объемный коэффициент, который используется для подсчета количества выделяющегося сырого конденсата на основе замера выхода дегазированного конденсата, можно получить делением объема пробы сырого конденсата при давлении и температуре- сепарации на объем конденсата, полученный при атмосферном давлении и 20 °C.

Суммарные количества конденсата и газа (см. рис. II.6) лучше всего определяют достоверность замеров дегазированного конденсата, производимых непрерывно за определенный промежуток времени.

Методика исследования при двухступенчатой сепарации газа

Исследование при двухступенчатой сепарации газа проводится следующим образом (рис. II.8). Газ с конденсатом из скважины 1 через сепаратор I ступени 2 технологической линии группового пункта промысла (сброс конденсата перекрыт) поступают в теплообменник 3 и далее через штуцер 7 в исследовательский сепаратор 5, в котором отделяется конденсат при заданных давлении и температуре. Затем отсепарированный газ через регулируемый штуцер 8 направляется либо через теплообменник 3 («холодный» режим), либо непосредственно в промысловый сепаратор 4 («горячий» режим) и далее в газосборный коллектор. Конденсат после замера его количества по коллектору 10 сливается а

резервуар. Часть газа направляется по трубке 9 в малый термостатируемый сепаратор (МТС) 6. Для проведения исследования методом двухступенчатой сепарации необходимо выбрать на промысле высокопродуктивную скважину с рабочим устьевым давлением выше давления в I ступени сепарации на групповых пунктах, которое обычно поддерживается на уровне 13,0—16,0 МПа. В сепараторе 5 устанавлива-

Температура на II ступени сепарации, °CТемпература на II ступени сепарации, °CРис. II.9. Зависимость выхода стабильного конденсата во П ступени сепарации от давления и температуры газа I ступениРис. II.9. Зависимость выхода стабильного конденсата во П ступени сепарации от давления и температуры газа I ступениется давление 16,0 МПа, и отсе- парированный газ, минуя теплообменник 3, направляется в промысловый сепаратор 4 II ступени; при этом температура в сепараторе 5 устанавливается на режиме «горячий». Одновременно из этого сепаратора часть газа (менее 1 %) направляется в МТС, в котором устанавливается давление, равное давлению в промысловом сепараторе 4, а температура— последовательно —10, +5 и + 20 °C. В сепараторе 5 и МТС замеряется количество конденсата. Затем при неизменном давлении в сепараторе 5 понижают температуру на 15—20 °C с помощью

Температура на II ступени сепарации, °C

Температура на II ступени сепарации, °C

Рис. II.9. Зависимость выхода стабильного конденсата во П ступени сепарации от давления и температуры газа I ступени

Рис. II.9. Зависимость выхода стабильного конденсата во П ступени сепарации от давления и температуры газа I ступени

теплообменника («холодный» режим с 50 или 100 %-ным пропуском отсепарированного в сепараторе 5 газа через теплообменник). Да

лее в сепараторе 5 регулируемым штуцером 8 понижают давление на 4,0 МПа и повторяют серию опытов по замеру количества кон

Температура в I ступени сепарации, °C Д авление ■ I ступени сепарации, МПа11.10. Изобары и изотермы конденсации по стабильному конденсату (I ступень)Температура в I ступени сепарации, °C Д авление ■ I ступени сепарации, МПа11.10. Изобары и изотермы конденсации по стабильному конденсату (I ступень)Методика исследования газоконденсатных залежей, газ которых недонасыщен высококипящими углеводородамиМетодика исследования газоконденсатных залежей, газ которых недонасыщен высококипящими углеводородамиденсата при трех режимах по давлению, причем на каждом режиме при двух-трех значениях температур. Одновременно замеряется количество конденсата в МТС при трех значениях температур (последовательно на каждом режиме сепаратора 5). В результате исследований составляются графические зависимости (рис. П.9). На основе графика рис. II.9 составляются изотермы и изобары конденсации (рис. 11.10, а, б); по графику рис. II.9 зависимости по количеству выделяющегося конденсата на II ступени сепарации от режимов давления и температуры на I ступени сепарации (рис. 11.11).

Температура в I ступени сепарации, °C Д авление ■ I ступени сепарации, МПа

11.10. Изобары и изотермы конденсации по стабильному конденсату (I ступень)

Температура в I ступени сепарации, °C Д авление ■ I ступени сепарации, МПа

11.10. Изобары и изотермы конденсации по стабильному конденсату (I ступень)

Методика исследования газоконденсатных залежей, газ которых недонасыщен высококипящими углеводородами

Методика исследования газоконденсатных залежей, газ которых недонасыщен высококипящими углеводородами

Рис.

Значительное число газоконденсаторных месторождений содержат в пластовом газе малое количество углеводородов Cs+ (менее 30—40 г/м3). В результате при относительно высоких пластовых 50

Рис. ll.lt. Выход стабильного конденсата на II ступени сепарации при различных температурах в зависимости от температуры (и) и давления (б) на I ступени сепарации газа давлениях и температурах (соответственно более 20,0 МПа и 80 °C) давление начала конденсации пластового газа значительно ниже пластового, в результате чего газ недонасыщается высоко- кипящими углеводородами.

Степень недонасыщенности тем больше, чем выше пластовая температура. Так, в залежах меловых отложений Наипского месторождения (пласты III—V) пластовый газ находится под действием давления на 6,0 МПа ниже давления насыщения (пласт III)

Рис. 11.12. Схема обвязки скважины с исследовательской аппаратурой при исследование недонасыщенных газоконденсатных залежей (трехступенчатая сепарация)Рис. 11.12. Схема обвязки скважины с исследовательской аппаратурой при исследование недонасыщенных газоконденсатных залежей (трехступенчатая сепарация)

Рис. 11.12. Схема обвязки скважины с исследовательской аппаратурой при исследование недонасыщенных газоконденсатных залежей (трехступенчатая сепарация)

Рис. 11.12. Схема обвязки скважины с исследовательской аппаратурой при исследование недонасыщенных газоконденсатных залежей (трехступенчатая сепарация)

и 7,5 МПа (пласт V); в залежи келловея Шатлыкского ме- -сторождения пластовый газ начинает частично конденсироваться при давлении и температуре значительно ниже рабочих устьевых.

Исследование таких месторождений следует проводить по методике трехступенчатой сепарации. Газ из скважины (рис. 11.12) направляется в большую сепарационную установку 1 (БСУ), в которой поддерживаются устьевые давление и температура. Часть газа из БСУ (менее 1 %) отбирается в малую термостатируемую установку 2 (МСУ-1), в которой поддерживается температура, равная пластовой, а давление — от устьевого рабочего до предполагаемого остаточного давления в пласте в конце разработки. Таким образом в установке МСУ-1 имитируется пласт, а в установке 3 (МСУ-2) определяются выходы конденсата при различных давлениях и температурах.

Определение количества конденсата, который может выделиться из газа, подаваемого в газопровод

В результате того, что на месторождениях в некоторых случаях температура на II ступени сепарации повышается выше проектной, в газопроводе из газа может выделяться конденсат.

Определение количества выделяющегося в газопроводе конденсата необходимо для оценки потерь транспортируемого газа, так как конденсат по трассе эвакуируется из газопровода. Указанные определения выполняются экспериментально с помощью малой термостатируемой сепарационной установки.

При исследованиях газ отбирается в установку из газопровода; сепаратор охлаждается либо газом, дросселируемым в терморубашку, либо хладоагентом. Количество выделяющегося из газа сырого и стабильного конденсата замеряется при давлении, равном давлению перед компрессорной станцией, и двух-трех значениях температур ниже температуры газа в начале газопровода.

Пример. Обработка газа на Наипском и Шатлыкском месторождениях проводится при положительных температурах: 12— 13 °C в зимне-весенний период, свыше 40 °C — в летне-осенний период. В результате из газа, прошедшего обработку на промысле, в газопроводе выделяется конденсат, так как минимальная

Рис. 11.13. Зависимость количества выделяющегося из газа конденсата от температур ее* ларации и газопровода.

Данные по Наипскому и Шатлыкскому месторождениям соответственно: 1 и 2—летне- Осенний период (40—44 °C); Г и 2' — зимне-весенний период (12—15 °C)

температура газа в последнем на территории Средней Азии понижается до +15 °C, а в европейской части СССР до О °C.

ТАБЛИЦА II.2

Температура обработки газа на промысле, °C

Температура газа в газопроводе.

Количество выделяющегося конденсата

Плотность, г/см3

Коэффициент усадки

сырого, СМ*/М8

стабильного

см3/м3

г/м3

Наипское

м е с т о р о

жде н и е

46

23

4,0

3,4

2,5

0,744

0,85

12

6,3

5,3

3,9

0,743

0,83

2

8,0

6,6

4,8

0,740

0,82

14.

0

3,8

3,0

2,2

0,730

0,78

Шатлынекое месторождение

44

20

0,67

0,6

0,46

0,752

0,91

7

0,90

0,8

0,60

0,746

0,90

17

4

0,43

0,4

0,30

0,752

0,92

В табл. II.2 приведены результаты определения удельных количеств конденсата, выделяющихся при различных температурах из газа, прошедшего промысловую подготовку. На основе данных таблицы построены графики, приведенные на рис. 11.13. По графикам, построенным для двух температурных условий обработки газа, можно определить исходные данные, необходимые для расчета объемов выделяющегося в газопроводе конденсата.

При снижении температуры газа Наипского месторождения с 46 до 15 °C выделяется 5,6 см3/м3 сырого конденсата (кривая 1) или 25 м3 конденсата из 45 млн. м3 газа, из которых можно получить 15,6 т стабильного конденсата (табл. II.3).

ТАБЛИЦА П.З

Температурный предел отбора фракций

Дебит газа, тыс. м3/сут

Температурный предел отбора фракций

Дебит газа, тыс. м3/сут

57|

250

57 I

|250

Скорость газа и на входе в насоснокомпрессорные тру- бы, м/с

Скорость газа и на входе в насоснокомпрессорные трубы, м/с

1,0|

4,5

1,0

4,5

Начало кипения, °C Отгон при температуре, °C:

10%

50%

90%

35

66

122

229

42

75

137

268

Конец кипения, °C Объемная доля, %: отгона остатка потерь, %

272

97,5

1,2

1,3

319

97,0

1,0

2,0

Условия отбора представительных проб

Исследования на месторождении завершаются отбором проб отсе- парированного газа, насыщенного и стабильного конденсата с целью определения состава пластового газа, его фазового поведения при снижении давления. На качество проб оказывают влияние

как условия работы скважины, так и термобарические условия сепарации газа.

Поскольку представительность пробы предопределяет результаты всех последующих исследований, как промысловых, так и лабораторных, этому вопросу следует уделять особое внимание. В практике исследований часто возникают условия, не соответствующие требованиям, указанным выше.

Иногда по разным причинам газоконденсатные исследования проводят при малых дебитах газа, при которых скорость восходящего потока газа в башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ) значительно ниже рекомендуемых инструкцией (4 м/с). В этом случае наблюдается искажение результатов исследования как количественной, так и качественной характеристики пробы. При эксплуатации скважины с небольшим дебитом при снижении давления и температуры по стволу из движущегося потока газа выпадают наиболее высококипящие углеводороды, которые опуска- ются на забой. Естественно, состав пробы конденсата в таком случае облегченный. Однако его количество будет завышенным за счет перехода в газовую фазу легкой части конденсата, выпавшего на забой.

Подтверждением сказанному является пример исследования месторождения Битковского. Отобранная проба конденсата на Битковском месторождении при дебите газа 50 тыс. м 3/сут (и = = 1,0 м/с) имела облегченный фракционный состав (табл. II.3) по сравнению с пробой, отобранной при дебите газа 250 тыс. м3/сут (и = 4,5 м/с).

При испытании скв, 55 Бованенковской площади (интервал испытания 1786—1804 м) были поставлены специальные исследования по выявлению влияния скорости подъема газа в башмаке НКТ на состав конденсата, поступающего в сепарационную установку.

При эксплуатации скважины с дебитом 190 тыс. м 3/сут (и = = 4,4 м/с) был получен конденсат следующего группового углеводородного состава. Массовая доля в %: ароматических 13, нафтеновых 17, метановых 70. При эксплуатации скважины с дебитом 120 тыс. м3/сут (скорость и = 2,5 м/с) при тех же условиях сепарации получен конденсат, отличающийся по составу от рассмотренного, а именно: массовая доля ароматических составила 10%, нафтеновых 23 %, метановых — 67 %. При этом произошли не только количественные изменения, но и качественные. Из табл. II.4 видно, что в изученных конденсатах различная протяженность ряда нормальных алканов.

ТАБЛИЦА II.4

Дебит газа, тыс. м’/с

Молярная доля компонентов, %

с8

с.

с,

с.

с.

С,О

Си

Си

C1S

190

7,1

7,2

5,6

2,8

1,1

0,6

0,4

0,3

0,2

0,1

120

9,7

7,0

5,0

2,7

0,9

0,9

0,3

0,1

—

—

Рис. II. М. Спектры ЯМР проб конденсатов, отобранных при разных скоростях подъема газа на входе в насосно-компрессорные трубы

На рис. 11.14 приведены спектры ЯМР данных конденсатов высокого разрешения. Сигналы от протонов на спектрах при про- ницаемостях 0,003—0,0037 мкм2 и 0,0075—0,0077 мкм2 показывают, что ароматические углеводороды конденсатов, полученных при скорости восходящего потока газа на входе в НКТ, равной 2,5 м/с (см. рис. 11.14, а), имеют простое строение и представлены в основном бензолом. В конденсате, отобранном из сепарационного устройства при скорости в башмаке НКТ 4,4 м/с (см. рис. II. 14, б), наряду с бензолом присутствует толуол и дизамещенные бензола. Заметна разница и в структуре нафтеновых углеводородов (сигналы на спектрах в области проницаемости 0,0085—0,0093 мкм2).

Как видно из табл. II.5, в этом случае выход конденсата (см3/м3) и его потенциальное содержание в пластовом газе (г/м3) составили соответственно 73 и 85, против 87 и 100 при исследовании скважины в соответствии с инструкцией. Существенно отли- 55

g? ТАБЛИЦА II.5

Условия отбора проб газа и конденсата

К о

85 =

»3Гз

ч

S я к у

с

й^ + 8 * 5 — У у gK О S о *° X S ИО

Фракционный состав

Выход на конденсат дизельного топлива, %

Примечания

начало кипения. °C

отгон при температуре, °C

конец кипения, °C

остаток разгонки, %

10%

50%

90%

В соответствии с инструкцией

87

100

30

62

140

307

326

1,0

32

Из газа, отобранного с устья скважины

73

85

28

52

108

240

264

0,4

10

Не содержатся тяжелые фракции, необходимые для получения дизельного топлива. Получаются лишь компоненты дизельного топлива

Из сепаратора при высокой температуре (+45 °C)

56

72

78

92

168

320

352

1,8

42

В результате пониженного содержания легких фракций выход из конденсата бензина значительно занижен. Создается промежуточная нетоварная фракция между бензином и дизельным топливом

Из открытого резервуара

—

90

126

212

350

ЗьО

3,4

60 -

Не содержатся легкие фракции, необходимые для получения бензина

чается и фракционный состав конденсата: 90% конденсата в первом случае выкипает при 240 °C, во втором — при 300 °C. Выход на конденсат фракции дизельного топлива в случае отбора пробы при статическом давлении на устье составил 10% против 32%.

Рассмотрим условия, при которых можно не допустить конденсации и, следовательно, потерю углеводородов С5+.

Если отбирать пробу газа при давлении выше давления максимальной конденсации, т. е. в области ретроградной конденсации пластовой газоконденсатной смеси, то со снижением давления при работе с пробой в лаборатории из газа будет выпадать конденсат. Поэтому по инструкции исследования газоконденсатных залежей отбор проб рекомендуется проводить при давлении не выше 6,0 МПа, т. е. при заведомо более низком давлении максимальной конденсации [7, 11].

Искажение состава пробы отсепарированного газа, а в отдельных случаях и конденсата вызывается высокими температурами сепарации (более 100°C). Например, в пробе газа, отобранного даже при относительно невысокой температуре (20 °C), содержатся углеводороды, кипящие при температуре выше 150 °C. Поэтому нагревание контейнера с пробой газа перед его анализом не гарантирует представительность состава. Перевод обратно в газовое состояние частично сконденсировавшихся углеводородов Cs+ в контейнере путем нагрева возможен в случае отбора пробы газа при температуре не выше 5—10 °C.

Вопрос исследования скважин на газоконденсатность при депрессиях, превышающих 10%, освещен в ряде работ [8, 17]. Например, Ю. М. Корчажкиным [8] на примере исследования Оренбургского месторождения показано, что при депрессиях на пласт 15—20% от пластового давления можно получить удовлетворительные результаты, но при этом время исследования составляло не двое суток, как обычно, а семь—восемь. Более высокие депрессии приведут к еще большему удлинению срока стабилизации потока и проведения исследований, что, видимо, нецелесообразно. В подобных случаях рационально либо провести обработку призабойной зоны с целью интенсификации притока из скважины, либо выбрать на структуре более продуктивную скважину.

В табл. II.5 показано, как различные условия отбора влияют на качество отбираемых проб. До сих пор отдельные исследователи продолжают исследовать скважину и отбирать пробы газа и конденсата при статическом давлении на головке скважины.

На состав и количество конденсата, выделяемого из газа, оказывает влияние также температура, при которой проводится сепарация газа. Как видно из табл. II.5, выход конденсата и потенциальное его содержание в пластовом газе при высокой температуре ( + 45 °C) составили соответственно 56 и 72 г/м3. Фракционный состав конденсата также искажен. Так, начало кипения рассматриваемого конденсата вместо 30 °C составило 68 °C. Соответственно оказались сдвинутыми и все последующие точки фрак-

ционной разгонки. В результате потерь части бензиновых фракций количество дизельных фракций «увеличилось» с 32 до 42 %.

Следует отметить, что значительное влияние высокая температура сепарации оказывает на фазовое поведение пластовых газов особенно при незначительном содержании конденсата в газе (до 30 г/м3). Так, выход конденсата в этом случае составляет менее 50% от потенциального содержания, а проба конденсата на 50—60 % лишена бензиновых фракций.

Например, проба конденсата месторождения Кара-Баир, отобранная при температуре сепарации, имела начало кипения 145 °C, Шатлыкского месторождения—139 °C против 70 °C, полученной при температуре сепарации—10 °C. При высоких содержаниях конденсата в газе температура сепарации практически не влияет на состав конденсата. Так, конденсат, отобранный из газа месторождения Русский Хутор северный при температуре сепарации + 43 °C, имел температуру начала кипения 40 °C против 29 °C при температуре сепарации 0°С.

Во избежание искажения составов проб отсепарированных газа и конденсата за счет высокой температуры сепарации при исследованиях рекомендуется применять двухступенчатую сепарацию.

ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Лабораторные исследования проводят с пробами газа и конденсата, отобранными у скважины через сепаратор. Изучают составы насыщенного конденсата и отсепарированного газа, физико-химические свойства стабильного конденсата, его состав. На рекомбинированных пробах в установках фазовых равновесий УГК-3 и УФР-2 изучают фазовые превращения пластового газа со снижением давления при пластовой температуре.

На основе результатов лабораторных исследований расчетом определяют состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата (C5Hi2+), изменение потенциального содержания конденсата в функции пластового давления и др.

Исследование проб конденсата и отсепарированного газа с целью определения их состава

Для определения состава сырого конденсата пробу необходимо дегазировать по схеме, указанной на рис. 11.15.

Контейнер 3 с пробой конденсата помещается в баню 2, заданная температура в которой поддерживается термостатом 1. Между контейнером 3 и газометром 6 устанавливаются стеклянные ловушки 4, погруженные в охлаждающую смесь (оо0°С), в которых улавливаются углеводороды С5Н12+, уносимые газом из контейнера.

Через вентиль 5 проводится выпуск газа в газометр (скорость— не более 5 л/ч), причем температура в бане поддержи- 58

Рис. 11.15. Схема дегазации сырого конденсата.

вается на уровне 20 °C. После прекращения выделения газа из контейнера температура в бане при открытом вентиле 5 доводится до 30 °C. Дополнительно выделившийся газ также собирается в газометре. После прекращения его выделения вентиль 5 закрывают и контейнер с дегазированным конденсатом охлаждают до 15 °C. Затем конденсат из контейнера и ловушек сливают в колбу и подвергают дебутанизации по схеме рис. 11.16.

Между приемником 6 и газометром 8 помещаются стеклянные ловушки 7, погруженные в охлаждающую смесь. Для дебутанизации конденсат, находящийся в колбе 1, подогревают с помощью

Рис. 11.16. Схема дебутанизации дегазированного конденсата

колбонагревателя 2. Процесс нагрева, регулируемый латром 3, подключаемом с помощью клемм 4, ведут до полного прекращения выделения газа из колбы. Дебутанизированный конденсат (С5Н12+) переливают из колбы в мерный цилиндр 5, в который также сливают конденсат из ловушек. Замеряют количество конденсата и его плотность при 20 °C.

В результате исследования получают следующие исходные данные для расчета содержания в пластовом газе конденсата (С5+), этана, пропана и бутанов.

Количество сырого конденсата, определяемое на промысле, см3 на 1 м3

отсепарированного газа q

Объем контейнера, в котором отобрана проба сырого конденсата, см3 . . . V Количество газа дегазации, выделяемого из сырого конденсата, в объеме контейнера, (0,1 МПа и 20 °C), л а

Количество газа, выделяемого при дебутанизации конденсата, в объеме контейнера, (0,1 МПа и 20 °C), л б

Содержание жидких углеводородов (пентаны и вышекипящие) в дебутанизированном конденсате в объеме контейнера, см3 в

Плотность этихуглеводородовпри20°C,г/см3 Р

Молекулярную массупентанови вышекипящих углеводородов Л1

Молярная доля в дебутанизированном конденсате, %: изопентана с

н-пентана d

При определении состава пластового газа расчеты вели, исходя из 1000 молей отсепарированного газа.

Количество газа (Л), выделяющееся при дегазации сырого конденсата, определялось по следующему уравнению:

Л = ^ молей,(II.5)

Соответственно количество газа дебутанизации составит

В = ^ молей.(И-6)

Выход дебутанизированного конденсата (пентанов и вышекипящих)

В = ^^ молей.(II.7)

В дебутанизированном конденсате содержится: изопентана

= Вмолей,(II.8)

н-пентана

Е = В -^ молей,(II.9)

гексанов и более высококипящих (С6)

F = B— (D + Е) молей.(11.10)

Приведем пример такого расчета.

60

На промысле из сепаратора при давлении 6,0 МПа и температуре минус 15 °C были одновременно отобраны пробы отсепарированного газа и сырого- конденсата. Выход сырого конденсата составил 162 см3 на 1 м3 отсепарированного газа.

Сырой конденсат, отобранный в контейнер объемом 85 см3, подвергли дегазации. При этом было выделено 9,7 л (0,1 МПа и 20° С) газа следующего состава (в молярных долях, %): Cj — 61,23; С2 — 18,43; с3 — 12,76;i-C4—1,99;

п-С4 — 3,15; i-C5 — 0,80; п-С5 — 0,59; С6+ — 0,55; СО2 — 0,50.

При дебутанизации разгазированного конденсата было получено 1,5 л газа, который имел следующий состав (в молярных долях, %): С2 —0,94; С3 — 29,08; ЛС4-19,12; п-С4 —39,41 ;С5+— 11,45.

Выход дебутанизированного конденсата (пентанов и вышекипящих углеводородов) составил 47 см3, плотность этих углеводородов — 0,6996 г/см3, молекулярная масса — 98.

Состав отсепарированного газа, отобранного на промысле, был следующим (в молярных долях, %): Ct — 87,18; С2 — 4,80; С3 — 1,41; 1-С4 — 0,21; п-С4 —0,34; ЛС5 —0,11; п-С5 —0,10; С6+— 0,19; М2 —5,06; СО2 —0,60.

Методом газожидкостной хроматографии в дебутанизированном конденсате было определено содержание изопентанов, молярная доля которых составила 11,48% и н-пентана — 14,06 %.

По формулам (II.5) — (11.10) производим следующие вычисления:

Д =9’7 , .1.^= 18,48 моля,

85

в = ЬА:,.162 = 2,86 моля, 85

□162 • 47,0 • 0,6986 • 24,04

В =85-98-= 1Ы1 М°ЛЯ1

D=ll,48 l 5 31 = ri76M„№

100

£ = 14.06- 15,31. = 2Д5 моля> 100

F= 15,31 —(1,76 + 2,15) = 11,40 моля.

Полученные данные сведены в табл. II.6.

Исходя из общего числа молей газа дегазации (18,48) и газа дебутанизации (2,86) и их состава, определяется число молей отдельных компонентов (см. графы 5,7 табл. II 6).

Для подсчета состава сырого конденсата суммируем по компонентам число молей газа дегазации, дебутанизации, пентанов, гексанов и вышекипящих углеводородов и полученное число молей каждого компонента делим на общее их число (36,65).

Для определения состава пластового газа суммируем по компонентам числом молей газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, дебутанизации, пентанов, гексанов и вышекипящих углеводородов и полученное число молей каждого компонента делим на общее их число (1036,65). Состав пластового газа приведен в графе 12 табл. II.6.

Потенциальное содержание С5^_ в пластовом газе равно сумме содержания С5^_ в сыром конденсате и отсепарированном газе.

Количество газа дегазации, выделяемое из сырого конденсата, составляет aq!V, л.

Содержание С5^_ в этом газе равно ех (в %), молекулярная масса их Мх, следовательно, количество С5_р, содержащееся в газе дегазации, составит „ _ aq е1 М1 , з

V T002W*

от ТАБЛИЦА IL6

Компонент

Газ сепарации

Газ дегазации

Газ дебутанизации

Пентаны и вышекипя- щие в дебутанизированном конденсате, моли

Суммарное число молей газа дегазации, дебутанизации и пентанов и выше- кипящих

Молярная доля сырого конденсата, %

Суммарное число молей газов сепарации, дегазации, дебутанизации и пентанов и вышекипя- щих

Молярная доля пластового газа, %

молярная ДОЛЯ, %

моли

молярная доля, %

МОЛИ

молярная доля, %

моли

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

С]

87,18

871,8

61,23

11,32

—

—

—

11,32

30,89

883,12

85,20

с.

4,80

48,0

18,43

3,40

0,94

0,03

—

3,43

0,36

51,43

4,96

Сд

1,41

14,1

12,76

2,36

29,08

0,83

—

3,19

8,70

17,29

1,67

i-C4

0,21

2,1

1,99

0,37

19,12

0,54

—

0,91

2,48

3,01

0,29

л-С4

0,34

3,4

3,15

0,58

39,41

1,13

—

1,71

4,66

5,11

0,49

лс6

0,11

1,1

0,80

0,15

7,61

0,22

1,76

2,13

5,81

3,23

0,31

л-С5

0,10

1,0

0,59

0,11

3,37

0,10

2,15

2,36

6,44

3,36

0,32

С6+

0,19

1,9

0,55

0,10

0,47

0,01

11,40

11,51

31,41

13,41

1,29

N2

5,06

—

—

—

—

—

—

—

—

50,60

4,88

со2

0,60

6,0

0,50

0,09

—

—

—

0,09

0,25

6,09

0,59

Всего:

100,00

10 000,0

100,00

18,48

100,00

2,86

15,31

36,65

100,00

1036,65

100,00

Содержание С5_|_ в газе дебутанизации равно:

к ^^.J^-r/M3.

2 V 100 24,04

Здесь е2— молярная доля С5_^ в газе дебутанизации, %; М2— их молекулярная масса.

Выход дебутанизированного конденсата

Кз=^Рг/м3.(Ц.11)

Содержание С5_|_ в отсепарированном газе М

(11.12)

где е3— молярная доля С5_|_ в отсепарированном газе, %; М^— молекулярная масса С5_|_.

Молекулярную массу С5_|_ в указанных газах можно рассчитать, исходя из их состава, определенного газохроматографическим методом.

Исследование составов газа дегазации и дебутанизации большого количества проб, отобранных на различных месторождениях, показало, что с приемлемой для расчетов точностью молекулярную массу С5_|_ в этих газах можно принять равной 80. Тогда формулы (II.7) и (II.8) примут вид:

/<! = 0,03 ^р г/м3,(11.13)

К2 = 0,03 ^ г/м3.(11.14)

Таким образом, потенциальное содержание С5+ в пластовом газе составит

П = К! + К2 4- кз + к4 = £ (0,03^ + 0,035^2 + Bp) + 10е3 2L г/м3. (11.15)

Для рассматриваемого примера

П = — (0,03 . 9,7 • 1,94 + 0,03 • 1,5 • 11,45 + 47 • 0,6996) 4- 10 • 0,40 —78 = 8524,04

= 77,7 г/м3.

Расчеты, выполняемые при двухступенчатой сепарации

Как отмечалось выше, при высокой температуре в сепараторе замер выхода конденсата и отбор проб необходимо проводить при двухступенчатой сепарации газа. Особенность расчета состава пластового газа для этого случая показана ниже.

Пример.Условия сепарацииДавление, МПаТемпература, °CВыход сырого конденсата, см3/м3Пример.Условия сепарацииДавление, МПаТемпература, °CВыход сырого конденсата, см3/м3Выход конденсатаI ступеньII ступень10,04,029—522,719Выход конденсатаI ступеньII ступень10,04,029—522,719

Пример.

Условия сепарации

Давление, МПа

Температура, °C

Выход сырого конденсата, см3/м3

Пример.

Условия сепарации

Давление, МПа

Температура, °C

Выход сырого конденсата, см3/м3

Выход конденсата

I ступеньII ступень

10,04,0

29—5

22,719

Выход конденсата

I ступеньII ступень

10,04,0

29—5

22,719

Сырой конденсат, отобранный из II ступени в контейнер объемом 85 см3, подвергли дегазации. При этом было выделено 5,3 л газа следующего состава

(в молярных долях, %): С, — 65.92; Сг — 17.19; С3— 8,28 ;ЛС4—1,36; п - С4 — 2,75; С5+ —3,02; СО2 — 1,48.

Выход дегазированного конденсата составил 67 см3, его плотность — 0,7400 г/см3, молекулярная масса 104. Количество газа дебутанизации составило менее 0,01 л, поэтому дегазированный конденсат можно рассматривать в данном случае как пентаны и вышекипящие углеводороды.

Состав газа после II ступени сепарации следующий (в молярных долях, %): С j —93,87; С2 —3,29; С3—1,06; <-С4 — 0,16; п - С4 — 0,22; С5+ — 0,10; N2— 0,80; СО2 —0,50.

По формулам (II.5) и (II.7) производим следующие вычисления:

5-3 -19,

А = —gg— =1,18 моля.

19.67.0,740-24,04

В = 8П04= 2,56 моля.

Полученные данные сведены в табл. II.7. ТАБЛИЦА II.7

Компонент

Газ сепарации 11 ступени

Газ дегазации сырого конденсата, отобранного на II ступени сепарации

с5+ в дегазированном конденсате, МОЛИ

Суммарное содержание каждого компонента, моли

Молярная доля газа, прошедшего

I ступень сепарации, %

молярная ДОЛЯ, %

МОЛИ

молярная доля, %

МОЛИ

1

2

3

4

5

6

7

8

С1

93,87

938,7

65,92

0,78

939,48

93,60

с2

3,29

32,9

17,19

0,20

33,10

3,30

С3

1,06

10,6

8,28

0,10

—

10,70

1,07

i-C4

0,16

1,6

1,36

0,02

—

1,62

0,16

п-С4

0,22

2,2

2,75

0,03

—

2,23

0,22

^5+

0,10

1,0

3,02

0,03

2,56

3,59

0,35

n2

0,80

8,0

—

—

8,00

0,80

со2

0,50

5,0

1,48

0,02

—

5,02

0,50

100,00 11000,00 |

| 100,00

| 1,18

2,56

1003,74

| 100,00

Для определения состава газа, прошедшего I ступень сепарации, сначала суммируют число молей каждого компонента газа, прошедшего II ступень сепарации, газа дегазации и Сб+, а затем делят полученные суммы на общее число молей (1003,74). Состав газа, прошедшего I ступень сепарации, приведен в графе 8 табл. II. 7.

Сырой конденсат, отобранный на I ступени сепарации в контейнер объемом 85 см3, был подвергнут дегазации. Выделилось 6,1 л газа следующего состава (в молярных долях, %): Cj — 82,90; С2—11,76; С3 — 2,79; i-C4— 0,49; п-С, —« 0,61; С5+ —0,85; СО2 — 0,60.

Выход дегазированного конденсата составил 68 см3; плотность его — 0,7855 г/см3; молекулярная масса — 135.

По формулам (II.5) и (II.7) производим следующие вычисления:

6,1 • 22,7,

А = —= 1,63 моля.

моля.моля.22,7 - 68 - 0,7855 • 24,04 „ „ ,

моля.

моля.

В =85 . 135-2,54

Полученные данные сведены в табл. II.8.

ТАБЛИЦА 11.8

Компонент

Газ, прошедший I ступень сепарации

Газ дегазации сырого конденсата, отобранного на I ступени сепарации

с5+ в дегазированном конденсате, моли

Суммарное содержание каждого компонента, моли

Молярная доля пластового газа, %

молярная дсйпя, %

МОЛИ

молярная ДОЛЯ, %

моли

, 1

3

4

5

6

7

8

са

93,60

936,0

82,90

1,351

937,351

93,34

с2

3,30

33,0

11,76

0,192

—

33,192

3,31

Сз

1,07

10,7

2,79

0,045

—

10,745

1,07

ЛС4

0,16

1,6

0,49

0,008

—

1,608

0,16

л-С4

0,22

2,2

0,61

0,010

2,210

0,22

С5+

0,35

3,5

0,85

0,014

2,54

6,054

0,60

N2

0,80

8,0

—

—

—

8,000

0,80

со2

0,50

5,0

0,60

0,010

—

5,0x0

0,50

100,00

1000,00

| 100,00

|1,63

|2,54

| 1004,17

|100,00

По аналогии с составом газа, прошедшего I ступень сепарации, определяют состав пластового (см. табл. II.8, графа 8).

Потенциальное содержание С5+ в пластовом газе (77) равно сумме содержаний этих углеводородов в сыром конденсате (X) и отсепарированном газе I ступени сепарации (L).

Потенциальное содержание С5_|_ в отсепарированном газе I ступени сепарации (L) равно сумме содержания этих углеводородов в сыром конденсате (К') и отсепарированном газе (Z/) II ступени сепарации.

Таким образом,

П = КЛ-К' A-L*, где

22,7о

К = -85- (0,03 • 6,1 • 0,85 + 68 • 0,7855) = 14,3 г/м°,

К =(0,03 • 5,3 . 3,02 + 67 • 0,740) = 11,2 г/м3,

72,

L* = 10 • 0,10 24 04 = 3 г/м3.

Следовательно,

/7= 14,3+11,2 + 3 = 28,5 г/м3.

Исследование фазового поведения пластового газа

Определение количества конденсирующихся углеводородов Cs+ из пластового газа при различных давлениях и температурах, как показано выше, легко осуществимо при умеренных значениях давления (до 15,0 МПа) и при устьевой рабочей температуре). Однако ряд показателей пластовой углеводородной системы, таких, например, как пластовые потери конденсата, изменения потенциального содержания конденсата и коэффициента конденсатоотдачи и другие, могут быть определены только с использованием лабораторных установок фазовых равновесий (УГК-3, УФР-2 и др.).

Используя лабораторные установки, можно изучать фазовое и объемное поведение пластовых углеводородных систем при пластовых давлении до 100,0 МПа и температуре 200 °C.

При содержании углеводородов С5+ до 300 см3/м3 исследования проводят на установке УГК-3, при большем их содержании — на установке УФР-2.

Установка УГК-3 (рис. 11.17). Состоит из бомбы равновесия 4 (бомбы РУТ), насоса с постоянной подачей 7, поршневого разделителя 5, сепаратора 6 и двух напорных масляных бачков 2.

Бомба равновесия 4 — основной узел установки. Предназначена она для изучения фазового поведения исследуемой углеводородной смеси. Конструкция бомбы выполнена так, что дает возможность визуально наблюдать фазовое состояние пластового газа. Сепаратор 6 предназначен для отделения конденсата от газа при дифференциальной конденсации пластовой пробы. Он представляет собой сосуд емкостью 200 см3, в средней части которого имеются смотровое окно и измерительный поршень для определения количества выделившегося конденсата.

Поршневой разделитель 5 служит для повышения давления газа при заполнении бомбы пробой отсепарированного газа. Электроконтактные манометры 1 и 3 предохраняют установку от превышения максимального рабочего давления.

Насос 7 постоянной подачи, предназначенный для перемещения верхнего поршня бомбы и поршня разделителя 5, состоит из двух измерительных прессов ИП-5. Приводы плунжеров измерительных 66

прессов соединены шестернями так, что когда один из прессов нагнетает жидкость в установку, другой — засыпает ее из бачка 2.

Бомба равновесия предназначена для определения соотношений давления, объема и температуры углеводородных смесей. В настоящее время широко распространены бомбы переменного объема, безртутные.

Бомба состоит из цилиндра, в котором помещен поршень с пустотелым штоком, выведенным через крышку цилиндра. Уплотнение между поршнем и стенками цилиндра, а также штока в месте его выхода через крышку цилиндра осуществляется при помощи манжеты и уплотнительных колец. Внутри штока размещена специальная безъемкостная мешалка. Стержень мешалки составной. Верхняя часть стержня изготовлена из железа Армко, а нижняя —■ из немагнитного материала. На конце стержня насажен перфорированный диск, который осуществляет перемешивание пробы при движении вверх и вниз.

Для сообщения движения мешалке на шток насажен электромагнит, который может передвигаться вдоль штока при помощи специального привода. Привод состоит из электродвигателя, червячной передачи, открытой пары зубчатых колес и двух параллельных цепных передач, соединенных с корпусом электромагнита. Таким образом, движение электромагнита возвратно-поступательное, вместе с электромагнитом движется и мешалка.

Для визуального наблюдения происходящих в бомбе процессов и определения количества жидкой фазы в нижней части ее расположено окно, герметически закрытое прочными линзами. Сквозь окно от осветителя проходит луч света. Ниже смотрового окна помещен измерительный поршень меньшего сечения, чем верхний поршень, которому сообщается движение от электродвигателя через коническую пару шестерен и ходовой винт.

Верхний поршень бомбы перемещается благодаря гидравлическому давлению, создаваемому маслом. Масло нагнетается насосом постоянной подачи в камеру бомбы, находящуюся между крышкой цилиндра и поршнем. Штоки поршней снабжены шкалами, при помощи которых определяют положение поршня, а следовательно, и объем пробы.

Верхний поршень передвигается во столько раз медленнее нижнего измерительного поршня, во сколько раз площадь его поперечного сечения больше площади нижнего поршня. Следовательно, при одновременном передвижении обоих поршней в одну сторону объем и давление в бомбе остаются неизменными. Это дает возможность без изменения давления совместить уровень жидкой фазы с центром смотрового окна. Для поддержания определенной температуры в бомбе ее цилиндр термостатируется. Температуру контролируют ртутным термометром, расположенным в нижней крышке цилиндра.

Установка УФР-2. Отличительные особенности этой установки (рис. 11.18) по сравнению с установкой УГК-3 заключаются в следующем:

3* 67

Рис. 11.18. Принципиальная схема установки УФР-2

пространства цилиндров за поршнями связаны обводной системой, что способствует разгружению поршней от осевых усилий и обеспечивает их синхронное перемещение при перемещении поршня жидкостного цилиндра;

объем жидкой фазы отсчитывается по сельсин-счетчику указателя объема, приемник которого дистанционно связан с сельсином датчика привода;

объем газа отсчитывается по аналогичному счетчику — указателю объема;

термостатирование бомбы осуществляется тремя электронагревателями — встроенным, охранным и верхним; нагревается бомба с помощью встроенного нагревателя; охранный нагреватель служит для стабилизации температуры исследуемой пробы; во избежание выпадения конденсата при отборе пробы газовой фазы через шток цилиндра и сохранения температуры пробы предусмотрен верхний нагреватель;

температура в бомбе регулируется потенциометрами с помощью трех термопар по одному пределу регулирования, термопары расположены у спиралей встроенного, охранного и верхнего нагревателей, температура исследуемой смеси контролируется с помощью термопары, введенной в перемычку между газовым и жидкостным цилиндрами бомбы;

объем рабочей камеры бомбы равен 1200 мл, причем жидкостная часть составляет 200 мл, что позволяет исследовать пластовые газоконденсаторные системы с содержанием углеводородов C5Hi2+

до 1000 см3/м3 и более. Бомба рассчитана на максимальное рабочее давление 100,0 МПа и температуру 200 °C.

Методика исследования на установках У Г К-3 и УФР-2. Перед исследованием поршень бомбы PVT и поршень измерительного пресса вдвигаются до упора и межпоршневое пространство вакуумируется до остаточного давления. Бомбу заполняют пробами отсепарированного газа и сырого конденсата в соответствии с КГФ (см3/м3), замеренным при их отборе при исследовании скважины. При КГФ менее 100 см3/м3 необходимо загружать в бомбу возможно больший объем газа, что осуществляется входящей в комплект установки поршневой поджимкой. По объему загруженного газа рассчитывается объем сырого конденсата, подлежащий загрузке в бомбу:

V _ 293Рзаг v; [1 - (рзаг - ротб)] [1 + « (/заг - ^)] 0,1

к КЦОЗЗГТг’(11.1b)

где рзаг — давление в бомбе после загрузки пробы газа, МПа; Уг — объем газа, загруженного в бомбу при давлении загрузки и комнатной температуре, л; [3 — коэффициент сжимаемости конденсата, 1/МПа; ротб — давление, при котором были отобраны пробы из сепаратора, МПа; а — коэффициент термического расширения конденсата, 1/°С; /заг, Т— температура, при которой загружается конденсат в бомбу, соответственно в °C и К; ^отб — температура, при которой были отобраны пробы из сепаратора, °C; Г — газовый фактор, м3/м3; г — коэффициент сверхсжимаемости газа.

При расчете объема загрузки конденсата в бомбу удобнее пользоваться обратной величиной — количеством выделившегося сырого конденсата на 1 м3 отсепарированного газа (^ в см3/м3). При этом уравнение (II. 16) примет вид

, _ 293^заХ [1 - р (рзаг - ротб)] [1 + а (/заг - /отб)] 0,1

У К7•(11.1/)

1,033- 1067z

Перед подачей конденсата в бомбу в контейнере с пробой конденсата поднимается давление на 3,0—5,0 МПа выше давления однофазного состояния конденсата. Объем загруженного конденсата определяется по шкале измерительного пресса. Загрузку бомбы следует проводить при возможно малом перепаде давления (менее 0,1 МПа).

После загрузки в бомбу пробы сырого конденсата и перевода его в газообразное состояние определяется количество пластового газа в бомбе и в том числе «сухого» газа (без С5Н12+). Пластовые потери конденсата и коэффициент конденсатоотдачи определяют по отношению к 1 м3 «сухого газа».

Перевод конденсата в газообразное состояние осуществляется сначала повышением температуры до пластовой, а затем повышением давления ступенями в 3,0—5,0 МПа до пластового, при наблюдении за объемом убывающей жидкой фазы. Фазовое равновесие на каждой ступени повышения давления устанавливается с помощью мешалки. Таким образом определяется давление, при

69

котором весь конденсат растворяется в газовой фазе (давление второй точки росы или давление начала конденсации). Это давление можно установить и путем снижения давления поршнем бомбы.

Исследования по дифференциальной конденсации пробы пластового газа проводятся поэтапно с темпом 15—20 °/0 в час от объема загруженного газа. Этапы снижения давления в бомбе устанавливаются из расчета получения 6—8 точек для построения кривой дифференциальной конденсации. При этом поршень измерительного пресса бомбы должен быть полностью вдвинут в нее. По окончании каждого этапа снижения давления газоконденсатная смесь перемешивается и затем отстаивается до постоянства объема жидкой фазы.

На основе проведенных замеров составляется таблица (см. ниже) и затем строится график «количество выделившегося сырого конденсата — пластовое давление».

Пластовое давление, МПа

33,0

30.0

25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

0,1

Количество выпавшего сырого конденсата, см3/м3

0

112

300

442

480

441

380

279

При давлении в бомбе 0,1 МПа и пластовой температуре конденсат выпускается в ловушку, охлаждается до температуры + 20 °C и замеряется его объем. Вычитанием объема выпавшего конденсата (при +20 °C) из потенциального его содержания (С5Н12+) в пластовом газе и делением на потенциальное содержание определяется коэффициент конденсатоотдачи.

Помимо определения конечного коэффициента конденсатоотдачи, принимаемого к утверждению ГКЗ СССР, важное значение для промысла имеет определение изменения потенциального содержания в пластовом газе углеводородов С5Н12+ при снижении давления. Это можно осуществить как экспериментально, так и расчетным путем на основе данных о количестве выпавшего в бомбе стабильного конденсата на различных этапах снижения давления.

Количество выпавшего стабильного конденсата определяется путем многократной загрузки проб отсепарированного газа и сырого конденсата. В каждом из серии опытов в бомбе устанавливаются давление и температура, равные пластовым, и осуществляется дифференциальный процесс конденсации пластовой пробы газа до намеченного давления. Образовавшийся конденсат приводится в равновесие с газовой фазой. После чего он под воздействием давления поступает из бомбы в стеклянную ловушку, помещенную в баню, где замеряется его объем. Выделившийся из конденсата газ собирается в газовую бюретку. Затем из бомбы выпускают весь газ, и ее загружают новой рекомбинированной пробой.

О РОЛИ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССАХ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

Как было показано, определение давления начала конденсации, коэффициента конденсатоотдачи и других газоконденсатных характеристик осуществляется в установках УГК-3, УФР-2, в которых используются пустотелые камеры (бомбы РУТ).

Однако некоторыми исследователями было показано, что пористая среда оказывает большое влияние на давление начала конденсации пластового газа и конденсатоотдачу пласта. На основе этих экспериментальных исследований поднимался вопрос о необходимости учета пористой среды и недостоверности данных, получаемых в бомбах РУТ.

Ш. С. Асланов, Ю. Г. Мамедов, С. И. Пейсахов, Э. С. Садых- Заде на основании уменьшения проницаемости при прокачке газа при постоянном давлении через трубку, наполненную песком, показали, что в присутствии воды происходит значительная сорбция газа и в первую очередь гомологов метана. Из общего количества прокачанного газа до 30 % сорбируется. Таким образом при разработке месторождения должно добываться на 30% газа (в том числе и конденсата) больше, чем было первоначально определено. Однако многолетней практикой разработки газоконденсатных месторождений такие данные не подтвердились. Кроме того, по результатам А. М. Расулова и А. С. Беликовского со снижением давления до давления максимальной конденсации вы- сококипящих углеводородов происходит адсорбция конденсата, а не его десорбция.

В отличие от Э. С. Садых-Заде, Ф. А. Требин и Г. И. Задора показали, что количество добываемого при разработке конденсата ниже, а не выше получаемого в установке, не имеющей пористой среды (бомба РУТ).

Э. С. Садых-Заде проводил экспериментальные исследования с газовыми смесями в присутствии сцементированного песка. Давление начала конденсации было выше на 1,0—1,4 МПа, чем определенное в бомбе РУТ. Однако эти опыты различались не только наличием или отсутствием породы, но и тем, что в первом случае было динамическое фазовое равновесие, а в последнем — статическое, почему сопоставление результатов неправомерно.

Влияние пористой среды на фазовые превращения углеводородных смесей может проявляться как в действии капиллярных сил, так и сорбционных явлений.

А. Ю. Намиот дал качественную оценку роли явления капиллярных сил, исходя из общих термодинамических соотношений. На примере бинарной системы им было показано, что влияние капиллярного давления рк на давление фазового перехода можно выразить уравнением

дрк ~ '

где АГ\ и N2— соответственно молярные доли компонентов 1 и 2 в возникающей фазе; Vb V2, Vi, V2— соответственно парциальные молярные объемы компонентов 1 и 2 в начальной и возникающей фазах.

Результат анализа этого уравнения — вывод о смещении в сторону более высоких давлений фазовой кривой в области ретроградных явлений.

л др=

Арс ~ дрк Р^1

Несмотря на значительную величину производной дрс/дрк в области ретроградных точек росы, значение капиллярного давления оказывается низким. Кроме того, субкапилляры, в которых может существенно повыситься капиллярное давление, заполнены водой. В процессе выпадения конденсата и заполнения пор давление также снижается, т. е. происходит снижение эффекта воздействия рк на фазовые равновесия. Таким образом в реальных коллекторах при наличии погребенной воды роль этого эффекта незначительна.

А. С. Беликовский, 3. И. Козловцева, В. В. Юшкин показали как удельная поверхность поровой породы влияет на конденсато- отдачу пласта. Чем больше удельная поверхность, тем меньше конденсатоотдача. Однако следует отметить, что весьма трудно установить точное значение удельной поверхности коллектора, так как керны, взятые на расстоянии 1—2 м, могут различаться по удельной поверхности в 10 раз. Другое важное обстоятельство заключается в присутствии в коллекторах связанной воды. Вода, являясь полярным веществом, адсорбируется значительно сильнее, чем углеводороды, и вытесняет их с поверхности. Она значительно снижает удельную поверхность коллектора. Так, при содержании воды в мелкозернистом песчанике в объеме, равном 21 %, удельная поверхность уменьшается в 6 раз по сравнению с сухой породой, причем вода заполняет обычно узкие капилляры, которые определяют сорбционные свойства пород. Интересно также отметить, что алевролиты месторождения Газли сорбировали метан в сухом состоянии при определенном давлении около 0,02 см3/г, а при насыщении их водой всего на 4 % от объема не сорбировали метан.

Основываясь на термодинамике фазовых переходов, А. Ю. На- миот в работе [12] показал, что для гидрофильных коллекторов при высоких давлениях вода будет резко подавлять адсорбцию углеводородов на поверхности. Связь между активностью адсорбента по отношению к углеводороду и влиянием на нее воды также показана А. С. Беликовским, 3. И. Козловцевой и В. В. Юшкиным. На рис. 11.19, составленном на основе данных В. Г. Герасимовой и В. Т. Быкова, показана сорбируемость гептана на различных адсорбентах при давлении 0,1 МПа в зависимости от содержания в них влаги. Из этого рисунка видно, что чем меньшую активность имеет адсорбент, тем при меньшем содержании 72

2 — активный2 — активныйад- ад-ад- ад-1 — весьма (силикагель);1 — весьма (силикагель);Рис. П.19. Зависимость сорбируемости гептана от влажности на различных адсорбентах.Рис. П.19. Зависимость сорбируемости гептана от влажности на различных адсорбентах.активный адсорбентактивный адсорбентсорбент; 3 — слабоактивный сорбентсорбент; 3 — слабоактивный сорбентвлаги полностью прекращается адсорбция гептана. Это объясняется тем, что меньшего количества влаги оказывается достаточно, чтобы полностью занять узкие поры и все активные центры на адсорбенте. Следует отметить, что порода коллекторов еще более слабый адсорбент, чем третий (см. линию 3 на рис. 11.19).

2 — активный

2 — активный

ад- ад-

ад- ад-

1 — весьма (силикагель);

1 — весьма (силикагель);

Рис. П.19. Зависимость сорбируемости гептана от влажности на различных адсорбентах.

Рис. П.19. Зависимость сорбируемости гептана от влажности на различных адсорбентах.

активный адсорбент

активный адсорбент

сорбент; 3 — слабоактивный сорбент

сорбент; 3 — слабоактивный сорбент

Ряд работ зарубежных авторов [19] показали, что пористая среда практически не оказывает влияния на давление начала конденсации и кон денсатоотдачу.

Значительный интерес представляет работа Роджерса, в которой показаны результаты эксперимента, заключаю-

щегося в сопоставлении лабораторных исследований (бомба PVT без пористой среды) с фактическим фазовым поведением пластового газа при разработке небольшого по запасам газа месторождения. Получено хорошее совпадение конденсатосодержания пластового газа эксперимента с промысловой практикой.

Один из авторов данной книги показал, что давление начала конденсации, определенное по первой разведочной скважине на УГК-3, залежи горизонта IX месторождения Русский Хутор северный, равно пластовому. Как выяснилось позже, в этом горизонте наряду с газоконденсатной залежью имеется оторочка промышленных запасов легкой нефти. Подобные результаты были получены по Качановскому, Оренбургскому и другим месторождениям.

Эти экспериментальные работы хорошо подтверждают достоверность получаемых результатов на бомбах PVT.

Наряду с экспериментальными методами определения фазовых превращений пластовых газоконденсатных систем развивались и аналитические методы [16, 18]. Модифицированное уравнение состояния Редлиха — Квонга позволило определить фазовое равновесие смесей с неуглеводородными компонентами. Однако несмотря на то, что конденсат рассматривается не как компонент с усредненными свойствами, а разбивается на ряд фракций согласно результатам его фракционной разгонки, по-прежнему аналитические методы весьма чувствительны к точности определения исходных данных, что приводит к погрешностям в отдельных случаях до 30 % и более.

Более точное определение составов фаз парожидкостного равновесия возможно в случае экспериментального получения коэффициентов распределения для данной пластовой углеводородной системы.

Для приближенных расчетов составов фаз и количеств каждой из них удобно пользоваться ускоренным методом — номограммой А. И. Гужова. На протяжении последних 20 лет эта номограмма успешно использовалась проектными институтами для оценочных расчетов.

ГЛАВА III

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

В главе II отмечалось, что наряду с определением в процессе газоконденсатных исследований исходных данных на начало разработки месторождения (потенциальное содержание конденсата, его выход и свойства) проводятся исследования по прогнозированию изменения с падением пластового давления потенциального содержания углеводородов C5Hi2+ (конденсата) в пластовом газе, состава конденсата и товарных продуктов.

Для определения изменения потенциального количества конденсата проводятся исследования по методике, описанной в главе II. По результатам строится кривая, подобная изображенной на рис. III. 1. По этой кривой можно сделать оценку потенциального содержания углеводородов С5Н12+ в пластовом газе до конца разработки месторождения.

Так как на основе прогнозной кривой изменения потенциального содержания конденсата планируются объемы добычи конденсата, то важное значение имеет степень достоверности такого прогноза. Интересными в этом плане являются специально проводившиеся исследования по сопоставлению прогнозных кривых с фактическими результатами исследования, полученными в процессе разработки месторождения. Результаты наиболее полных регулярно проводившихся исследований в СССР и за рубежом

На рисунках видно, что фактические данные хорошо согласуются с прогнозными. Отклонения от прогнозных кривых составили по месторождению Сан-Джан (США) ±5 %, по Вуктыльскому месторождению — 9 %. Хотя по другим месторождениям (например, по Наипскому) имеются неполные данные (рис. III.4 и III.5), но и по ним можно судить о достаточно надежном прогнозировании изменения потенциала конденсата и его добычи при разработке методом дифференци

показаны на рис. III.2 и III.3.показаны на рис. III.2 и III.3.Рис. II 1.1. Количество конденсата, переходящее в жидкую фазу в пласте (/) при падении пластового давления в залежи; изменение текущего потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)Рис. II 1.1. Количество конденсата, переходящее в жидкую фазу в пласте (/) при падении пластового давления в залежи; изменение текущего потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)альной конденсации рекомбинированной пластовой пробы с использованием установок фазовых равновесий типа УГК-3.

показаны на рис. III.2 и III.3.

показаны на рис. III.2 и III.3.

Рис. II 1.1. Количество конденсата, переходящее в жидкую фазу в пласте (/) при падении пластового давления в залежи; изменение текущего потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)

Рис. II 1.1. Количество конденсата, переходящее в жидкую фазу в пласте (/) при падении пластового давления в залежи; изменение текущего потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)

74

Пластовое давление, МПаПластовое давление, МПа

Пластовое давление, МПа

Пластовое давление, МПа

Рис. III.2. Сравнение прогнозных и фактических данных по изменению текущего потенциального содержания конденсата по Вуктыльскому месторождению

Рис. II 1.3. Сравнение прогнозных (У) и фактических (2) данных по изменению текущего потенциального содержания конденсата по месторождению Сан-Джан (США)

Рис. II 1.5. Сравнение прогнозных (/) ■ фактических (2) данных по Наипскому месторождениюРис. II 1.5. Сравнение прогнозных (/) ■ фактических (2) данных по Наипскому месторождениюРис. II 1.4. Сравнение прогнозных (/) и фактических ;2 данных по изменению текущего потенциального содержания конденсата по Оренбургскому месторождению

Рис. II 1.5. Сравнение прогнозных (/) ■ фактических (2) данных по Наипскому месторождению

Рис. II 1.5. Сравнение прогнозных (/) ■ фактических (2) данных по Наипскому месторождению

ПРОГНОЗ СОСТАВА И СВОЙСТВ КОНДЕНСАТА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В связи со строительством в последние годы пилотных установок в районах добычи газового конденсата (см. гл. V) по переработке последнего на товарные продукты (дизельное топливо, бензин и др.) для потребления на местах важное значение приобрело прогнозирование изменения состава конденсата и объемов производства товарных продуктов.

Методика прогнозирования заключается в следующем (на примере юрского горизонта месторождения Русский Хутор северный). Стабильный конденсат подвергается разгонке на пятиградусные фракции на приборе АРН-2, после чего строятся кривые разгонок (рис. 1Г1.6). Одновременно на установке УГК-3 рекомбинированная проба пластового газа подвергается дифференциальной конденсации, при этом определяются плотность р^0 и показатель преломления п^° конденсата, выделяющегося на различных этапах снижения давления из газа, отбираемого из установки УГК-3.

Использование указанных кривых рассмотрим на следующем примере.

Начальное пластовое давление составляет 35,0 МПа. Определим фракционный состав конденсата при пластовом давлении 30,0 МПа.

-5,5-5,0-4,5- 4,0 s’ : аЙ.-2,5 g-2,0 £_-1,5 .-1,0 .-5,5-5,0-4,5- 4,0 s’ : аЙ.-2,5 g-2,0 £_-1,5 .-1,0 .0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Выход на конденсат %5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,00 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Выход на конденсат %5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0Пластовое давление, МПаПластовое давление, МПа

-5,5

-5,0

-4,5

- 4,0 s’ : а

Й.

-2,5 g

-2,0 £_

-1,5 .

-1,0 .

-5,5

-5,0

-4,5

- 4,0 s’ : а

Й.

-2,5 g

-2,0 £_

-1,5 .

-1,0 .

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выход на конденсат %

5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Выход на конденсат %

5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0

Пластовое давление, МПа

Пластовое давление, МПа

Рис. II 1.8 Прогнозные кривые физико-химической характеристики конденсата при снижении пластового давления,.

)— температура вспышки; 2 — температура застывания; 3 — НТК; 4 — плотность; 5 — показатель преломления; 6 — вязкость; 7 — плотность — функция пластового давления; 8 —• показатель преломления — функция пластового давления

По кривой р4° = /(рпл) находим, что при давлении 30 МПа добываемый конденсат будет характеризоваться плотностью 0,7530 г/см3. На рис. III.6 этой плотности соответствует точка А. Так как при построении кривых разгонок данные параметров откладываются на ординатах, соответствующих средним значениям фракций, то плотностью 0,7530 г/см3 будет характеризоваться фракция, выход которой составит 83 % от конденсата. По ординате, проходящей через точку, соответствующую этому числу, на кривой НТК устанавливаем, что указанное число соответствует фракции, выкипающей до 360 °C. Следовательно, при снижении давления с 35,0 до 30,0 МПа в пласте будут потеряны фракции, кипящие выше 360 °C, выход которых составит: 100—83= 17 %.

Таким же образом были определены температурные пределы выкипания конденсата при снижении давления до 25,0; 20,0; 15,0; 10,0 и 5,0 МПа, указанные на кривой НТК.

Как видно из этих данных, со снижением пластового давления до 5,0 МПа, т. е. фактически в последний период разработки залежи, конденсат будет лишен фракций, кипящих выше 200 °C, и по составу будет соответствовать бензиновой фракции.

В приведенном примере наряду с кривыми разгонки использовалась зависимость р4° = /(рпл). Однако для многих газоконденсатных смесей при исследовании на установках УГК-3 количество жидкой фазы бывает настолько мало, что удается определить только показатель преломления.

В этом случае для нахождения плотности можно использовать зависимости по = ЦрПл) и кривую разгонки (по). Расчеты ведут так же, как и по зависимости рГ = Нрпл)- Поясним на примере.

По кривой По =[(рпл) находим, что при давлении 30,0 МПа добываемый конденсат будет характеризоваться показателем преломления, равным 1,4300. На рис. III.6 этому показателю соответствует точка Б. Дальнейшее определение проводится так же, как И ПО ЗаВИСИМОСТИ р4° = f (/?пл)-

Естественно, вместо плотности и показателя преломления можно использовать молекулярную массу, но только при газоконденсатных системах с большим содержанием высококипящих углеводородов (Cs+), когда количество жидкой фазы будет достаточным для его экспериментального определения. В этом случае на установке УГК-3 определяется молекулярная масса стабильного конденсата, выделяемого из добываемого газа при различной степени снижения давления в пласте, и строится кривая.

Зная по кривой НТК температурные пределы выкипания конденсатов при различных пластовых давлениях, можно построить кривые их разгонки, показанные на рис. Ш.7.

По этим кривым определяется выход отдельных фракций конденсата при различных пластовых давлениях. На рис. Ш.8 показан выход фракций из конденсата, кипящих при различных температурах в зависимости от снижения пластового давления, определяемый по кривым разгонок, приведенных на рис. III.7.

Рис. III.7. Кривые разгонки конденсатов, полученных из газа при различных пластовых давленияхРис. III.7. Кривые разгонки конденсатов, полученных из газа при различных пластовых давленияхРис. II 1.8. Выход различных товар* ных фракций.Рис. II 1.8. Выход различных товар* ных фракций.I — бензиновая фракция, отобранная до 150 °C; II — дизельная фракция, отобранная в пределе 150—350 °C; III — остаток разгонки (мазут), отобранный при температуре выше 350 °CI — бензиновая фракция, отобранная до 150 °C; II — дизельная фракция, отобранная в пределе 150—350 °C; III — остаток разгонки (мазут), отобранный при температуре выше 350 °C

Рис. III.7. Кривые разгонки конденсатов, полученных из газа при различных пластовых давлениях

Рис. III.7. Кривые разгонки конденсатов, полученных из газа при различных пластовых давлениях

Рис. II 1.8. Выход различных товар* ных фракций.

Рис. II 1.8. Выход различных товар* ных фракций.

I — бензиновая фракция, отобранная до 150 °C; II — дизельная фракция, отобранная в пределе 150—350 °C; III — остаток разгонки (мазут), отобранный при температуре выше 350 °C

I — бензиновая фракция, отобранная до 150 °C; II — дизельная фракция, отобранная в пределе 150—350 °C; III — остаток разгонки (мазут), отобранный при температуре выше 350 °C

Как видно из этих данных, если в начале разработки месторождения Русский Хутор северный содержание в конденсате фракций, кипящих выше 350 °C, составляло 18%, то при снижении давления до 30,0 МПа выход этих фракций составит лишь 2 % и при давлении 29,5 МПа в конденсате уже этих фракций не будет, т. е. по фракционному составу конденсат будет представлять собой смесь бензиновых фракций и фракций дизельного топлива. Приведенные на рис. III.6 кривые характеристики узких фракций (плотность, вязкость, температуры вспышки и застывания) позволяют прогнозировать изменение качеств фракций, полу

чаемых из конденсатов на различных этапах разработки место

рождения.

В качестве примера рассмотрим изменение свойств фракции, кипящей выше 150 °C, из конденсата в процессе снижения пластового давления. По кривой НТК находим, что при начальном пластовом давлении (35,0 МПа) выход фракции, кипящей выше 150 °C, составляет 65 % на конденсат. Абсцисса средней точки на кривой этой фракции равна 35 + (65/2) = 67,5 %. По пересечению ординаты, проходящей через эту точку, с кривыми свойств узких фракций (р204, V20, ^всп, ^заст) устанавливаем качества указанной фракции. Аналогично определяем характеристику фракции конденсата на других этапах изменения пластового давления. Так, например, из кривой НТК видно, что при снижении пластового давления до 30,0 МПа выход фракции, кипящей выше 150 °C, составляет 48% на конденсат. Абсцисса средней точки этой фракции рав- н” 35 -l ^48/2) = 59 %. По ординате, проходящей через эту точку, определяем также качество указанной фракции.

Изменение качества фракции, кипящей выше 150 °C, и конденсата в зависимости от пластового давления показано на рис. III. 9.

зависизависимости от пластового давления.1 *- вязкость; 2 — температура застывания; 3 — температура вспышки; 4 — плотностьмости от пластового давления.1 *- вязкость; 2 — температура застывания; 3 — температура вспышки; 4 — плотность

зависи

зависи

мости от пластового давления.

1 *- вязкость; 2 — температура застывания; 3 — температура вспышки; 4 — плотность

мости от пластового давления.

1 *- вязкость; 2 — температура застывания; 3 — температура вспышки; 4 — плотность

Как видно из этих данных, в процессе разработки залежи на режиме истощения уменьшается плотность и вязкость этой фракции, а также снижается ее температура вспышки и застывания. Так, если в начальный момент разработки залежи фракция, отобранная из конденсата при температуре выше 150 °C, имела вязкость v2o = = 4,1 • 10~4 м2/с и температуру застывания 12 °C, то со снижением пластового давления до 10,0 МПа ее вязкость стала равной 1,0-10-4 м2/с, а температура застывания минус 55 °C. Лишь в самый последний период разработки пласта вязкость этой фракции, а также ее температуры застывания и вспышки повысились за счет испарения выпавшего в пласте конденсата.

Из рассмотрения кривой ИТК видно (см. рис. III.6), что при снижении давления до 5 МПа конденсат будет полностью лишен фракций, кипящих выше 200 °C. Выход этих фракций из конденсата при начальном пластовом давлении составляет 52 %. Следовательно, при снижении пластового давления с 35 до 5 МПа в пласте теряется указанный процент наиболее высококипящих фракций конденсата.

ТАБЛИЦА Ш.1

Пластовое давление, МПа

Температура выкипания, 90%-ного конденсата, °C

Выход фракции дизельного топлива (150—350 °C)

прогнозная|

| фактическая

прогнозная

фактическая

27,0

265

233

47

39

20,0

205

190

33

27

13,0

165

178

21

23

Из табл. III. 1 видно, что прогнозные данные вполне сопоставимы с фактическими. Наибольшая погрешность составляет 11% по фракционному составу конденсата и 15%—по содержанию фракции дизельного топлива в конденсате.

ПРОГНОЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ КОНДЕНСАТА В СИСТЕМЕ ДВУХСТУПЕНЧАТОЙ СЕПАРАЦИИ

При проектировании обустройства месторождения важное значение имеют такие параметры, как количество конденсата, выделяющегося на I и II ступенях сепарации; количество конденсата в дегазаторе; количество и состав газа дегазации; плотность и усадка насыщенного конденсата. Для получения указанных параметров необходимо иметь данные о начальном потенциальном содержании конденсата в пластовом газе и плотности конденсата с последующими экспериментальными работами, проведенными с помощью установки УГК-3, имитирующей условия выделения конденсата в системе двухступенчатой сепарации (рис. ШЛО).

Продукция скважин поступает в сепаратор С-1, в котором поддерживаются давление и температура соответственно 13,0 МПа и 23 °C. В сепараторе С-2 проводится дополнительное выделение конденсата из газа сепаратора С-1 при давлении 8,0 МПа и температуре минус 10 °C. В теплообменнике Т-1 происходит дегазация насыщенного конденсата, поступающего из сепаратора С-1 при давлении 8,0 МПа и температуре плюс 10 °C. Затем этот конденсат смешивается с конденсатом из сепаратора С-2 и поступает в кон- денсатопровод при давлении 8,0 МПа и температуре около 0°С, а затем направляется в установку стабилизации конденсата УСК. В УСК конденсат частично дегазируется в дегазаторе Д-1 при давлении 1,5 МПа и температуре—10 °C и затем поступает в стабилизатор.

Принципиально методика лабораторного моделирования заключается в следующем. Используются две установки УГК-3. Одна

Рис. ШЛО. Схема выделения конденсата в системе двухступенчатой сепарации газа и дегазации насыщенного конденсата

из них имитирует пласт, в котором рекомбинируется проба, другая служит в качестве сепаратора I ступени. Сепарация II ступени осуществляется в сепараторе одной из установок.

Ниже приведена методика изучения распределения конденсата в системе двухступенчатой сепарации на примере залежи БУи Уренгойского месторождения. Потенциальное содержание конденсата 245 г/см3, плотность стабильного конденсата 0,7420 г/см3.

Исходные данные, полученные экспериментально на УГК-3 и расчетным путем, следующие:

при давлении 13,0 МПа и температуре 24 °C выделяется 480 см3 сырого конденсата на 1 м3 отсепарированного газа, коэффициент усадки конденсата со снижением давления до 8,0 МПа при температуре 10 °C составляет 0,80;

в сепараторе II ступени при давлении 8,0 МПа и температуре минус 10 °C выделяется конденсат 136 см3/м3;

общее количество сырого конденсата, поступающего на дегазацию с давлением 8,0 МПа и температурой 0°С, составляет 480-0,80+136 = 520 см3/м3;

плотность сырого конденсата равна 575 кг/м3, а коэффициент усадки при снижении давления до 0,1 МПа при 20 °C — 0,643;

плотность частично дегазированного конденсата при давлении 1,5 МПа равна 635 кг/м3;

из 1 м3 сырого конденсата выделяется 100 м3 газа дегазации, что в пересчете на 1 м3 стабильного конденсата составляет 156 м3, а на 1 т — 211 м3;

из 1 млн. м3 отсепарированного газа выделяется 520 м3 сырого конденсата, что соответствует 335 м3 или 249 т стабильного конденсата;

количество газа дегазации, которое будет выделяться на промысле и УСК, равно: 520- 100 = 52,0 тыс. м3.

Масса сырого конденсата, поступающего на дегазацию с промысла, равна 298,5 т.

Используя полученные исходные данные, можно определить материальный баланс добычи, дегазации и стабилизации конденсата.

Материальный баланс добычи конденсата составлен без учета его технологических потерь на промысле и установке стабилизации, что дает некоторый запас по сравнению с фактическими данными при транспортировании конденсата.

Расчет проведен для случая дегазации конденсата при изменении давления от 8,0 до 1,5 МПа (при температуре минус 10°C).

Материальный баланс составлен на 1 млн. м3 отсепарированного газа.

По данным лабораторных исследований при дегазации сырого конденсата после снижения давления с 8,0 до 1,5 МПа й уменьшения температуры с 0°С до минус 10 °C выделяется 175 м3 газа дегазации на 1 т или 130 м3 на 1 м3 стабильного конденсата, что в пересчете на 1 м3 сырого конденсата равно 83 м3.

Состав газа приведен в табл. III.2.

Количество газа дегазации на промысле равно: 83-520 = 43,0 тыс. м3, или 37,5 т.

ТАБЛИЦА III.2

Пределы изменения давления, МПа

Молярная доля, %

Плотность,, г/см»

СН4 |

С2Н6 |

С3П8 | С4Н10 | С5Н12+ |

n2

| со2

8,0-1,5 |

75,59 |

I 9,20 |

Дегазация | 7,37 | 3,47 |3,90 |

0,13 |

0,34 |

0,87

1,5—0,1 |

26,67 |

18,17 |

Стабилизация 28,23 | 19,75 |6,96 |

— 1

0,22 |

1,33

Количество сырого конденсата плотностью 635 кг/м3 при 1,5 МПа и минус 10 °C равно:

298 — 37,5 = 261 т, или 410 м3.

Количество газа дегазации на УСК равно:

52— 43 = 9 тыс. м3, или 12 т.

Количество стабильного конденсата на УСК равно: 261 — 12 = 249 т.

Количество сырого конденсата, поступающее на УСК с учетом газа дегазации и стабилизации:

^2 = 248 т’ или 248 г/м3-

Количество газа стабилизации, получаемое на 1 т стабильного конденсата:

211 — 175 = 36 м3.

На 1 м3 стабильного конденсата приходится 26 м3, на м3 сырого конденсата—17 м3.

Количество стабильного конденсата, которое будет получено на УСМ:

с учетом газа дегазации 249,

1,0375 ~ 241 Г^М ’

с учетом газа стабилизации ^ = 236 г/м».

Результаты расчета количеств газов дегазации и стабилизации, а также конденсата приведены в табл. III.3.

ТАБЛИЦА III.3

Пределы изменения давления, МПа

Объект дегазации и стабилизации

Количество конденсата

т

м3

г/м3 отсепарированного газа

г/м3 с учетом

газа дегазации и стабилизации

плотность, кг/м3

8,0—1,5 при минус 10 °C

с 1,5 при минус 10 °C до 0,1 при плюс 20 °C

Промысел

УСК

261

249

410

335

261

249

248

236

635

742

Примечание. При расчете добычи конденсата учтены 9 г/м3, уходящие в раство конденсата на 1 млн. м3 отсепарированного газа.

ПРОГНОЗ ИЗМЕНЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ С5+ ПРИ НЕЗНАЧИТЕЛЬНОМ КОЛИЧЕСТВЕ ИХ В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ

В практике ежегодного учета остаточных балансовых запасов конденсата по разрабатываемым месторождениям наблюдается следующее: 1) по месторождениям с потенциальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 30 г/м3 проводится полный комплекс газоконденсатных исследований и поэтому в проектах разработки имеются основные прогнозные зависимости по фазовому поведению пластового газа, полученные согласно методике, изложенной в гл. II; 2) по месторождениям с незначительным содержанием конденсата в пластовом газе (менее 30 г/м3) основные зависимости по фазовому поведению пластового газа отсутствуют. Поэтому при ежегодном учете остаточных запасов конденсата списание запасов проводится на основе данных по добыче конденсата. А как известно, добыча конденсата всегда меньше извлекаемого из пласта конденсата в составе отбираемого газа вследствие неизбежных технологических потерь. Поэтому в балансе по таким месторождениям числится до 30—40 °/0 «остаточных» запасов конденсата при почти полностью разработанной залежи.

Для месторождений с высоким удельным содержанием конденсата за основу берутся зависимости изменения потенциального их содержания от снижения давления, с помощью которых определяется потенциальное содержание конденсата на конец года в отбираемом из пласта газа при пластовом давлении. Умножением величины потенциального содержания конденсата на остаточные запасы газа получают остаточные запасы конденсата в пласте. Умножая потенциальное содержание (среднеарифметическое за год) конденсата на количество отобранного из пласта газа, получают количество извлеченного из пласта конденсата.

Разность между запасами конденсата и суммой извлеченного из пласта конденсата в остаточных его запасах дает количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу в пласте. Таким образом составляется баланс конденсата по данной залежи.

Газ дегазации

Товарный газ

т

тыс. м’

плотность, кг/м’

М3/Т стабильного конденсата

м’/м’ стабиль

ного

конденсата

м’/м?

сырого конденса

та

дегазации и стаби

лизации, тыс. м?

всего, млн. м9

37,5

43

0,87

175

130

83

43

1,043

12

9

1,33

36

26

17

52

1,052

ренном состоянии в отсепарированном газе.

Расчет

проводился, исходя из 520 м’ сырого

Рис. II 1.11. Обобщенные кривые пластовых потерь конденсата.Рис. II 1.11. Обобщенные кривые пластовых потерь конденсата.Выкипает: 1 — при 200 °C;2 — при300 °CВыкипает: 1 — при 200 °C;2 — при300 °CДля месторождений с малым содержанием конденсата применяют обобщенные зависимости по дифференциальной конденсации пластовых газоконденсатных систем от фракционного состава конденсата. По обобщеннным кривым дифференциальной конденсации (рис. II 1.11) определяется зависимость количества конденсата, переходящего в жидкую фазу в пласте для конкретной залежи, и по ней рассчитывается кривая изменения потенциального содержания конденсата от снижения пластового давления данной залежи.

Рис. II 1.11. Обобщенные кривые пластовых потерь конденсата.

Рис. II 1.11. Обобщенные кривые пластовых потерь конденсата.

Выкипает: 1 — при 200 °C;2 — при

300 °C

Выкипает: 1 — при 200 °C;2 — при

300 °C

Из проекта разработки месторождения используют следующие данные: балансовые запасы газа в млрд, м3; отбор газа в млрд. м3/год;

начальное потенциальное содержание конденсата в г/м3; балансовые запасы стабильного конденсата в тоннах; температуру выкипания 90 °/0 конденсата в °C; начальное пластовое давление в Па; конечный проектный коэффициент конденсатоотдачи.

Для определения изменения потенциального содержания конденсата в газе со снижением пластового давления применяют обобщенные зависимости «количество конденсата, выпавшего в жидкую фазу в пласте, — пластовое давление», и данные по изменению количества выпадающего конденсата с различной температурой выкипаемости в 0/о от потенциального содержания на ГС.

Пример. При пластовом давлении, равном 90 % от начального, получим (7,0 — 1,3) : Л 00 —0,057 %.

В случае недонасыщенности пластовой газоконденсатной смеси расчеты по кривым, приведенным на рис. III.11, следует проводить, начиная с давления начала конденсации пластового газа.

ТАБЛИЦА II 1.4

Пластовое давление, доли единицы

0.9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

о.з

0,1

0

Изменение количества выпавшего конденсата, % от потенциального содержания

0,057

0,080

0,083

0,080

0,076

0.073

0,071

0,070

0,069

Используя данные табл. III.4, можно определить количество выпавшего в пласте конденсата на весь период разработки месторождения и представить результаты расчета в форме табл. II 1.5.

ПЪ данным табл. III.4 и по формулам можно определить изменение потенциального содержания конденсата в отбираемом из пласта газе в зависимости от снижения пластового давления:

для первого этапа

41 =а(0,95<70 — дп1),(Щ.1)

для второго и последующего этапов i-t—X

4i — 0(0,95^0 — 0,1 2 (‘7/ — 4ni>(IIL2)

/=1

Здесь qt —? количество конденсата в отбираемом из пласта газе в конце z-ro этапа, г/м3; ^п1‘—потенциальное содержание конденсата в исходном пластовом газе, г/м3; ^п/ •— количество конденсата, выпавшего в жидкую фазу в конце z-ro этапа, г/м3; а-—коэффициент, определяемый из таблицы в зависимости от номера этапа снижения пластового давления.

i 12345678910

а 1,05 1,18 1,33 1,54 1,82 2,22 2,88 4,0 6,67 20,0

Определить пластовое давление к концу данного года разработки.

Определить потенциальное содержание конденсата при этом давлении.

Определить среднее потенциальное содержание из пласта конденсата в составе отобранного газа в тоннах.

Определить текущие запасы газа в млрд. м3.

Определить текущие запасы конденсата в тоннах.

Определить количество выпавшего в пласте конденсата в тоннах.

Определить количество извлеченного из пласта конденсата в составе отобранного газа в тоннах.

Пример. Дано: запасы газа, равные 5 млрд, м3, в том числе сухого газа 4,97 млрд, м3;

начальное потенциальное содержание конденсата — 22 г на 1 м3 сухого газа; балансовые запасы конденсата

начальное пластовое давление 22,0 МПа;

годовой отбор сухого газа из месторождения в млрд, м3 по годам разработки

Год123

Отбор газа 1,0 2,0 1,4

количество конденсата, выкипающего при температуре 260 °C,—90%.

Определить количество конденсата, подлежащего ежегодному списанию с запасов месторождения, а также его запасы по годам разработки.

ТАБЛИЦА III.5

Пластовое давление, % от начального

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,21

0,1

0

Количество конденсата: % г/м3

4,7

1,03

7,8

1,72

9,7

2,13

11,5

2,53

13,0

2,86

13,6

2,99

13,9

3,06

13,6

2,99

13,2

2,90

12,5

2,75

Рис. III.12. Расчетные кривые количества выпадающего в пласте конденсата (/) и изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)Рис. III.12. Расчетные кривые количества выпадающего в пласте конденсата (/) и изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)qx = 1,05 (0,95 — 22,0 — 1,0) = 21,0;q2 = 1,18 (21,0 — 2,1 — 1,7) = 20,3;q3 = 1,33(21,0 — 4,1 — 2,1) = 19,7;q4 = 1,54 (21,0 — 6,1—2,5) = 19,1;qri = 1,82 (21,0 — 8,0 — 2,9) = 18,5;qx = 1,05 (0,95 — 22,0 — 1,0) = 21,0;q2 = 1,18 (21,0 — 2,1 — 1,7) = 20,3;q3 = 1,33(21,0 — 4,1 — 2,1) = 19,7;q4 = 1,54 (21,0 — 6,1—2,5) = 19,1;qri = 1,82 (21,0 — 8,0 — 2,9) = 18,5;q6 = 2,22 (21,0 — 9,9 — 3,0) = 18,0; ^7 = 2,86 (21,0 — 11,7—3,1) = 17,1 q% = 4,0 (21,0 — 13,4 — 3,0) = 18,4; qQ = 6,67 (21,0 — 15,2 — 2,9) - 20,0.q6 = 2,22 (21,0 — 9,9 — 3,0) = 18,0; ^7 = 2,86 (21,0 — 11,7—3,1) = 17,1 q% = 4,0 (21,0 — 13,4 — 3,0) = 18,4; qQ = 6,67 (21,0 — 15,2 — 2,9) - 20,0.

Рис. III.12. Расчетные кривые количества выпадающего в пласте конденсата (/) и изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)

Рис. III.12. Расчетные кривые количества выпадающего в пласте конденсата (/) и изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе (2)

qx = 1,05 (0,95 — 22,0 — 1,0) = 21,0;

q2 = 1,18 (21,0 — 2,1 — 1,7) = 20,3;

q3 = 1,33(21,0 — 4,1 — 2,1) = 19,7;

q4 = 1,54 (21,0 — 6,1—2,5) = 19,1;

qri = 1,82 (21,0 — 8,0 — 2,9) = 18,5;

qx = 1,05 (0,95 — 22,0 — 1,0) = 21,0;

q2 = 1,18 (21,0 — 2,1 — 1,7) = 20,3;

q3 = 1,33(21,0 — 4,1 — 2,1) = 19,7;

q4 = 1,54 (21,0 — 6,1—2,5) = 19,1;

qri = 1,82 (21,0 — 8,0 — 2,9) = 18,5;

q6 = 2,22 (21,0 — 9,9 — 3,0) = 18,0; ^7 = 2,86 (21,0 — 11,7—3,1) = 17,1 q% = 4,0 (21,0 — 13,4 — 3,0) = 18,4; qQ = 6,67 (21,0 — 15,2 — 2,9) - 20,0.

q6 = 2,22 (21,0 — 9,9 — 3,0) = 18,0; ^7 = 2,86 (21,0 — 11,7—3,1) = 17,1 q% = 4,0 (21,0 — 13,4 — 3,0) = 18,4; qQ = 6,67 (21,0 — 15,2 — 2,9) - 20,0.

В соответствии с табл. III.4 определяем количество конденсата, выпадающего в пласте. При пластовом давлении, равном 0,9 от начального, количество конденсата, выкипающего при температуре 260 °C, составит:

1,30 + 0,057 • 60 = 4,7 % или 22,47/100 = = 1,03 г/м3.

В табл. II 1.5 приведены результаты расчета при других значениях пластового давления.

На основании данных табл. II 1.5 по формулам (III. 1) и (III.2) рассчитывается изменение потенциального содержания конденсата в извлекаемом из пласта газе при снижении пластового давления.

Результаты расчета изменения потенциального содержания конденсата представляются в форме табл. III.6, по данным которой составляются графические зависимости (рис. III. 12).

ТАБЛИЦА II 1.6

Пластовое давление, МПа

19,8

17,6

15,4

13,2

П.о

8,8

6,6

4,4

2,3

Потенциальное содержание конденсата, г/м?

21,0

20,3

19,7

18,1

18,5

18,0

17,1

18,4

20,0

Определить количество конденсата, извлеченного из пласта в составе отобранного газа за первый год разработки.

Пластовое давление к концу первого года разработки составляло 19,0 МПа.

Потенциальное содержание конденсата при этом давлении было равным 20,55 г/м3. Среднее потенциальное содержание конденсата за один год разработки составило 21,27 г/м3.

Извлечено из пласта конденсата в составе отобранного газа в тоннах;

21^11-2^, 21 270.

106

Текущие запасы газа в м3

4,97. Ю9 — 1,109 = 3,97 • 109.

86

Текущие запасы конденсата в тоннах

20,66.397. 109 _Я99ПП

106

Количество выпавшего в жидкую фазу в пласте конденсата при давлении 19,0 МПа в тоннах

109 340 — 21 270 — 82 200 = 5870.

Определить количество конденсата, извлеченного из пласта в составе отобранного газа за второй год разработки.

На конец второго года разработки пластовое давление равнялось 9,5 МПа. Потенциальное содержание конденсата при этом составляло 18 г/м3.

Среднее потенциальное содержание конденсата за год разработки

20,55+ 18,00„

= 19,27 г/м3.

Извлечено из пласта конденсата в составе отобранного газа в тоннах:

19,27 • 2 • 109 =385 400

106

Текущие запасы газа в кубических метрах

5 • 109 — 3 . 109 = 2 • 109.

Текущие запасы конденсата в тоннах

15'° * 2 ‘...^^ 36 000.

106

Количество выпавшего конденсата в пласте при давлении 9,5 МПа в тоннах 82 200 — 38 540 — 36 000 = 7660.

Определить количество конденсата, извлеченного из пласта за третий год разработки.

На конец третьего года разработки пластовое давление равнялось 2,3 МПа. Потенциальное содержание конденсата при давлении 3,3 МПа согласно рис.III. 12 было равным 20 г/м3-

Среднее потенциальное содержание конденсата на год разработки составляло (18-4- 20)/2 = 19 г/м3.

Извлечено из пласта конденсата в тоннах в составе отобранного газа

19 - 1,47 • 109_ 98ППП

106

Текущие запасы газа в м3 равны 4,97 • Ю9 —4,47 • Ю9 = 0,5 • Ю9. Текущие запасы конденсата в тоннах равны:

20-0,5. 1О9_1ПППП

106

Количество конденсата, перешедшего вновь в газовую фазу в пласте при давлении 9,3 МПа в тоннах:

28 000 4- 10 000 — 36 000 = 2000.

Результаты расчета приведены в табл. III.7. Из данных этой таблицы видно, что к концу разработки месторождения (коэффициент газоотдачи принят 0,9, отобрано 4,47 млрд, м3 газа) из пласта извлечено конденсата в составе отобранного газа 87 810 т (графа 7), или 80 % от начальных запасов конденсата.

87

Год разработки

О S

о S РЗ

§

6> _ О ” йС

с =

Потенциальное содержание конденсата, г/м*

Количество извлеченного из пласта конденсата, т

и

Bi

H §

Количество конденсата, выпавшего в жидкую фазу в пласте

на конец года

среднее за год

за год

суммарное

за год, т

с начала разработки, т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Первый

1,00

19,0

20,55

21,27

21 270

21 270

82 200

5870

5 870

Второй

2,00

9,5

18,00

19,27

38 540

59 810

36000

7660

13 530

Третий

1,47

2,3

18,70

18,30

28 000

87 810

10 000

2000*

11530

* Вновь перешедший в газовую фазу в пласте (см. рис. 111.12).

К этому моменту разработки количество выпавшего в жидкую фазу в пласте конденсата составило 11 530 т, или около 10 % от начальных запасов. В остаточных запасах газа осталось 10 000 т конденсата, или около 10 % начальных его запасов.

ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЗАЛЕЖАХ

Некоторые исследователи [13] объясняют проявление нефте- или газоносности недр типом исходного органического вещества и степенью его метаморфизма. Другие [14] считают, что разделение нефти и газа в процессе аккумуляции углеводородов связано главным образом с палеотектоническими условиями формирования зон ловушек. Авторы данной книги полагают, что залежи нефти концентрируются в зонах развития структурных ловушек раннего заложения, а газовые скопления — в зонах более молодых поднятий.

Исследования фазового состояния углеводородов, проведенные в СССР и за рубежом, свидетельствуют о том, что оно определяется в известной степени термобарическими условиями нахождения залежей. При предположении о близости химического состава углеводородного вещества в породах изучаемого бассейна оказывается возможным построение графиков фазового состояния углеводородов по результатам замеров пластовых давлений и температур в продуктивных скважинах. Такой график фазового состояния углеводородов по материалам Урало-Каспийского региона составил М. С. Арабаджи.

В связи с открытием в Западно-Сибирской провинции месторождений, углеводороды в которых находятся в различных фазовых состояниях, накоплен фактический материал, который дал возможность изучить влияние термобарических условий на фазовое состояние компонентов в залежах.

Решение поставленной задачи проведено по программе, реализующей алгоритм распознавания образов методом дискриминантной функции. Установлены численные критерии оценки фазового состояния углеводородов в недрах отдельно для юрского и мелового комплекса пород.

88

На основании критерия классификации объектов после нахождения коэффициентов линейной дискриминантной функции получено неравенство:

для газовых (газоконденсатных) залежей юрского комплекса:

0,211 /пл — 0,045рпл — 7,622 < 0;(Ш.З)

для нефтяных залежей юрского комплекса:

0,211 /пл — 0,045рпл — 7,622 > 0;(III.4)

для газовых (газоконденсатных) залежей мелового комплекса:

0,173^ — 0,042/7™ —2,313 < 0;(Ш.5)

для нефтяных залежей мелового комплекса:

0,173/пл — 0,042рпл — 2,313 > 0.(Ш.б)

Вероятная ошибка распознавания фазового состояния углеводородов по указанным критериям оказалась равной 14 %.

Полученные неравенства практически являются численными критериями оценки типа залежи на перспективных структурах конкретно для условий Западно-Сибирской провинции. В табл. III.8 приведены сопоставительные данные распознавания фазового состояния углеводородов в залежах.

ТАБЛИЦА III.8

Месторождение, возраст

Начальные пластовые условия

Значение критерия распознавания

Тип залежи

температура, °C

давление, МПа

Березовское, юра

55

13,0

— 1,53

Газоконденсат-

Деминское, юра

50

12,5

—2,69

ная

Севе ро- Ал ясовское, юра

47

12,8

—3,45

Чуэльское, юра

62

16,6

-2,01

Западно-Сысконсыньин-

56

15,9

—2,96

ское, юра

Пунгинское, юра

63

18,3

—2,56

Верхне-Кондинское, юра

70

17,8

—0,86

Трехозерное, юра

79

15,4

+2,11

Нефтяная

Северо-Ma ртымьи некое,

86

16,0

+3,32

Северо-Потанайское, юра

97

22,0

+2,94

Южно-Потанайское, юра

94

21,5

+4,92

Северо-Убинское, юра

85

19,0

+ 1,77

Западно-Лемьинское, юра

77

17,8

+0,63

Уренгойское, карбон

86

30,4

—0,20

Газоконденсат-

Ямбургское, карбон

78

32,1

—2,30

ная

Юрхаровское, карбон

72

29,0

—2,26

Арктическое, карбон

58

25,0

— 1,91

Харасавэйское, карбон

70

35,0

—7,26

Бованенковское, карбон

68

20,6

—0,63

Правдинское, карбон

83

29,3

+0,49

Нефтяная

Тепловское, карбон

74

23,2

+0,56

Мамонтовское, карбон

78

24,3

+ 0,78

Усть-Балыкское, карбон

78

21,6

+0,20

Чебачье, карбон

102

21,2

+6,26

Высокий процент вероятности распознавания фазового состояния углеводородов по термодинамическим условиям нахождения залежей позволяет с помощью полученных уравнений оценивать фазовое состояние на малоизученной перспективной территории севера Западно-Сибирской низменности. С этой целью построены прогнозные карты преимущественного распространения нефтяных и газоконденсатных залежей в юрском и меловом (валанжин-готе- рив) комплексах района, причем в качестве основы для первой из них взята структурная схема по нижнесреднеюрским отложениям (заводоуковская серия), а для второй — карты-срезы на глубину 2500 и 3000 м. При расчетах в прогнозируемых залежах пластовых давлений последние принимались равными гидростатическим. Допущение это основано на большом фактическом материале. Установлено, что пластовые давления всех залежей, приуроченных к меловому комплексу пород, в том числе и по разведочным площадям северной части низменности, соответствуют гидростатическим. Аномально повышенные пластовые давления выявлены локально лишь в юрских отложениях осевой зоны центральной части Западно-Сибирской низменности. В случае обнаружения залежей с пластовыми давлениями выше гидростатических, исходя из сути неравенств (III.3) — (III.6), последнее обстоятельство увеличивает вероятность обнаружения газоконденсатных залежей.

Пластовые температуры в залежах перспективных районов определены по карте геотермических градиентов.

По неравенствам (Ш.З)— (III.6) определялись значения коэффициентов линейной дискриминантной функции, которые рассчитывались как для уже выявленных залежей, так и для предполагаемых и затем наносились на карты. Анализ закономерностей изменения указанных выше коэффициентов позволяет выделить перспективные зоны в отношении преимущественного распространения нефтяных и газоконденсатных месторождений. Полученные результаты раздельного прогноза фазового состояния УВ по термодинамическим условиям нахождения залежей Западно-Сибирской низменности не согласуются с выводами ряда исследователей, применяющих другие методы прогноза.

В юрских отложениях севера Западно-Сибирской низменности прогнозируется преимущественное распространение углеводородов в газообразной фазе, т. е. здесь следует ожидать газоконденсатные залежи, возможно с нефтяными оторочками (рис. III.13).

Нефтяные залежи в этих отложениях могут быть встречены на северо-западе Южно-Ямальской нефтегазоносной области: на Нурминском мегавалу, в пределах Харасавэйского и Нахарьянско- го валов, на структурах, расположенных на Усть-Еркутаяхском валу, а также на Преображенском и Малыгинском локальных поднятиях. Рассчитанные значения линейной дискриминантной функции здесь варьируют в пределах +0,4—НЗ,0.

На остальной северной части Тюменской области и Красноярского края в нижне-среднеюрских отложениях предполагаются 90

Рис. 111.13. Схема преимущественного распространения нефтяных и газоконденсатных залежей юрских отложений Западно-Сибирской низменности.

Зоны распространения: 1 — преимущественно газоконденсатных залежей; 2 — преимущественно нефтяных залежей; 3 — изолинии геотермических градиентов осадочного чехла, °С/100 м; 4 — границы нефтегазоносных областей; 5 — значение линейных дискриминантных функций.

Нефтегазоносные области: / — Карская; II — Усть-Енисейская; ///— Надым-Пурская; IV — Пур-Тазовская; V — Южно-Ямальская; VI — Средне-Обская; VII — Васюганская; VIII — Фроловская; IX — Приуральская

залежи с преимущественным однофазовым газовым состоянием углеводородов. Причем дискриминантные функции закономерно уменьшаются от —0,5 в южной части Южно-Ямальской нефтегазоносной провинции до —9,0 в Надым-Пурской, Пур-Тазовской и Усть-Енисейской нефтегазоносных провинциях. В районах, примы-

91

Рис. 111.14. Схема преимущественного распространения нефтяных и газоконденсатных залежей меловых отложений на глубине 3000 м.

Зоны преимущественного распространения залежей: / — нефтяных; 2 — газоконденсатных; 3 — примерная зона распространения фроловской свиты; 4 — изолинии геотермических градиентов осадочного чехла, °С/100 м; 5 — положительные структуры первого порядка. Структуры: / — Нурминский мегавал; //-Средне-Ямальский свод; III — Танамский ме- гавал; 1V — Рассохинско-Балахнинский мегавал; V — Ненецкий свод; V/— Уренгойский мегавал; VII — Нижнепурский мегавал; VIII — Часельский мегавал

кающих к Широтному Приобью, значение коэффициента постепенно увеличивается от нуля до —0,9, т. е. в этом направлении возрастает вероятность обнаружения нефтяных залежей. Область распространения преимущественно нефтяных залежей в районах Широтного Приобья охватывает территорию Тобольской предполагаемой продуктивной зоны, южную часть Сургутского свода по границе Усть-Балыкского и Западно-Сургутского месторождений, Салымское, Верхне-Салымское куполовидные поднятия, Тарханов-

ский, Ореховский и Межонский валы Нижне-Вартовского свода, а также западное крыло Александровского свода (см. рис. III.13). Значение линейной дискриминантной функции здесь находится в пределах +0,41-4,0. На западе низменности в Приуральской

и Фроловской нефтегазоносных областях выделенные по фазовому состоянию углеводородные зоны подтверждаются результатами геологоразведочных работ в этом районе: минусовые значения коэффициентов в Березовской группе газовых месторождений (—0,23,2) и плюсовые — в группе нефтяных месторождений

Шаимской группы и района Красноленинского свода ( + 1,0 — + 8,0).

Зоны преимущественно однофазового жидкого состояния расположены в пределах южной части Верхне-Демьянского мегавала, Ново-Васюганского и Катыльгинского куполовидных поднятий Каймысовского свода и в западной части Межовского свода. Вторая зона распространения нефтяных залежей приурочена к западному крылу Сенькино-Сильгинского свода.

При построении прогнозной карты фазового состояния углеводородов в залежах меловых отложений, залегающих на глубине 3000 м, была использована геологическая карта среза по данной поверхности. На рис. III.14 видно, что, так же как в юрском комплексе, в отложениях валанжин-готерива севера Западно-Сибирской низменности прогнозируется распространение газоконденсатных залежей. Нефтяные залежи можно предполагать в пределах восточной части Нурминского мегавала. Вторая зона распространения залежей, находящихся в однофазном жидком состоянии, намечается в Надым-Пурской нефтегазоносной области (Ягинец- кое и Пяку-Пурское куполовидные поднятия, Пурпейский вал, территории Юбилейной, Губкинской, Комсомольской и Западно- Таркосалинской площадей).

В меловых отложениях, залегающих на глубине 2500 м, в южной части Надым-Пурской области в пределах Северного свода, на Губкинской, Северо-Пурпейской и Комсомольской площадях, в северной части Айваседопуровского вала следует ожидать распространения углеводородов преимущественно в жидкой фазе (рис. III.15).'

В северо-западной части Западно-Сибирской низменности, в пределах Средне-Ямальского свода и Каменно-Мысского вала на структурах, расположенных в пределах Южно-Ямальской нефтегазоносной области, также прогнозируются залежи, углеводороды которых находятся в жидком состоянии.

Газоконденсатные залежи на глубине 2500 м в меловых отложениях севера Западной Сибири могут быть встречены в Усть- Енисейской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях, в северной части Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Таким образом, можно сделать следующее заключение.

В недрах Западной Сибири существует четкая дифференциация углеводородов по фазовому состоянию в зависимости от термодинамических условий нахождения залежей.

Рис. 111.15. Схема преимущественного распространения нефтяных и газоконденсатных залежей на глубине 2500 м.

Зоны преимущественного распространения залежей: 1 — газоконденсатных; 2—нефтяных; 3 — изолинии геотермических градиентов осадочного чехла, °С/100 м; 4 — примерного распространения фроловской свиты; 5 — значение линейных дискриминантных функций; 6 — положительные структуры первого порядка; 7 — контакт осадочного чехла и пород фундамента.

I-1X — см. рис. III.13

Уравнения, описывающие границы раздела фаз, практически являются численными критериями оценки фазового состояния углеводородов в недрах мелового и юрского комплексов пород.

ПРОГНОЗ СОДЕРЖАНИЯ И СОСТАВА КОНДЕНСАТА, КОЭФФИЦИЕНТА КОНДЕНСАТООТДАЧИ В ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖАХ

Анализ материалов исследования газоконденсатных залежей позволил обнаружить ряд общих закономерностей по растворимости высококипящих углеводородов в пластовом газе, т. е. прогнозировать содержание конденсата на перспективных площадях. Поисками связи потенциального содержания конденсата в пластовом газе с отдельными факторами занимались И. С. Старобинец, Т. Д. Островская. В частности, были показаны зависимость концентрации Сб+ в пластовых газах от глубины нахождения залежей, а также совокупное воздействие давления, температуры, состава пластового газа, конденсата и нефти (при наличии оторочек последней), условий формирования залежей на фактическое содержание конденсата в газе.

С учетом многочисленных фактических данных в гл. VI установлена связь группового углеводородного состава конденсатов с температурой и давлением в залежи. Проиллюстрирована и графическая зависимость потенциального содержания конденсата от термобарических условий нахождения залежей и группового углеводородного состава конденсата. Выявленные закономерности позволяют прогнозировать качество конденсата и его содержание в пластовом газе.

Методика прогноза заключалась в следующем. Для локальных поднятий по структурной карте рассчитывалось пластовое давление в предполагаемых газоконденсатных залежах, а по карте геотермических градиентов — пластовая температура. Результаты расчетов приведены на рис. III.16. Учитывая сведения о термобарических условиях нахождения залежей и групповом углеводородном составе конденсатов, прогнозировали количество конденсата в пластовом газе.

Как видно из рис. III. 16, конденсаты будут различными по групповому углеводородному составу: ароматических в них 5— 25 %, нафтеновых 20—70 %. Причем наблюдается четкая зональность в изменении содержания групп углеводородов по площади. Наибольшая концентрация ароматических (>20 %) отмечена в конденсатах, приуроченных к погруженным зонам рассматриваемой территории: в Вынгапуровском, Надымском, Уренгойском, Гыданском и Средне-Ямальском нефтегазоносных районах, на севере Сургутского (Айхеттин-ское, Верхненадымское и Коллективное куполовидные поднятия), а также в Ляминском. По направлению к бортовым частям Западно-Сибирской платформы будут встречены конденсаты с невысоким содержанием ароматических углеводородов. В Казымском (Фроловская область) и Тазовском (Пур-Тазовская) нефтегазоносных районах ароматические углеводороды будут составлять 10—20 %. Зоны, обедненные этими компонентами (<10 %), прогнозируются в Усть-Енисейском и Красноселькупском районах, в Пур-Тазовской нефтегазоносной области и в Приуральской.

Рис. III.16. Прогнозная карта группового углеводородного состава конденсатов.

Зоны преимущественного распространения залежей: 1 — газоконденсатных (в том числе с нефтяными оторочками); 2 — нефтяных;

границы: 3 — нефтегазоносных областей; 4 — нефтегазоносных районов; 5 — содержание углеводородов: 'в %), в числителе — нафтеновых, в знаменателе — ароматических;

I—IX — см. рис. III.13

Характер изменения концентрации нафтеновых углеводородов в конденсатах несколько иной (см. рис. III.16). В погруженных областях севера Западно-Сибирской платформы могут быть встречены конденсаты с невысоким содержанием нафтеновых углеводородов в групповом углеводородном составе (до 25 %). В бортовых же частях платформы количество их резко возрастает (до 50-70 %).

На основе колебаний в углеводородном составе конденсатов прогнозируется изменение содержания последних в пластовом газе залежей (рис. III.17). Потенциально оно в отдельных залежах 96

Рис. HI.17. Прогнозная карта изменения потенциального содержания конденсата в пластовом газе, 1 — потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м .

Зоны преимущественного распространения залежей: 2—газоконденсатных (в том чисЛе с нефтяными оторочками); 3 — нефтяных.

Границы: 4 — нефтегазоносных областей; 5 — нефтегазоносных районов; I— IX — см. рис. III.13

будет варьировать в пределах 5—500 г/м3. Наиболее высокие концентрации его (400—500 г/м3) наблюдаются в пластовом газе Гыданского и Средне-Ямальского и северной части Уренгойского нефтегазоносных районов (Оликумлинский вал) Надым-Пурской области.

В нефтегазоносных районах Уренгойском и Надымском (На- дым-Пурская область), а также в Тазовском (Часельский мега- вал в Пур-Тазовской области) содержание конденсата в пластовом газе составит 300—350 г/м3.

В Вынгапуровском Айваседопуровском (Вынгапуровский и Южно-Айваседопуровский валы в Надым-Пурской нефтегазоносной

Рис. III.18. Прогнозная карта изменения коэффициентов конденсатоотдачи залежей нижне- и среднеюрских пород.

1 — коэффициент конденсатоотдачи.

Зоны преимущественного распространения залежей: 2 — газоконденсатных (в том числе с нефтяными оторочками); 3 — нефтяных.

Границы; 4 — нефтегазоносных областей; 5 — нефтегазоносных районов;I—IX — см.

рис. 13

области) и в Тазовском (Средне-Мессояхский и Мессояхский валы в Пур-Тазовской) районах в пластовом газе будет 250— 300 г/м3 конденсата.

Значительную, площадь занимает территория с содержанием конденсата 200—250 г/м3 (см. рис. III.17). Сюда относятся структуры Солпатинского вала (Большехетский и Верхнетазовский нефтегазоносные районы) и вся Южно-Ямальская нефтегазоносная область.

В пределах Красноленинского и Ляминского районов (Фро- ловская нефтегазоносная область) в пластовом газе, вероятно, заключено конденсата 150—200 г/м3.

98

В залежах, расположенных в прибортовых частях платформы, прогнозируется невысокое его содержание. Так, в нефтегазоносных районах Келлогском и Костровском (Пур-Тазовская область), Шугинском (Фроловская) оно не превышает 150 г/м3. Самая низкая концентрация конденсата (<50 г/м3) предполагается в Приуральской нефтегазоносной области и Нижнехетском районе Усть-Ени- сейской газоносной области.

Как видно из рис. III.18, коэффициенты конденсатоотдачи будут варьировать в широких пределах (от 0,45 до 0,95). По величине этого коэффициента фиксируется четкая зональность. Низкие его значения (<0,6) будут в залежах с наибольшим потенциальным содержанием конденсата — в Гыданском, Средне-Ямальском и Тазовском нефтегазоносных районах.

На севере Сургутского, в Ляминском и Южно-Ямальском районах, а также на юге Надым-Пурской области коэффициент кон- денсатоотДачи составит 0,6—0,7.

В прибортовых частях платформы — в Приуральской, Усть- Енисейской, Пур-Тазовской (восточная часть) нефтегазоносных областях — прогнозируются высокие коэффициенты конденсатоотдачи (>0,8).

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ГАЗА СЕПАРАЦИИ

В процессе промысловых исследований для расчета дебитов газа необходимо знать плотность газа при разных режимах сепарации.

На основании обобщения многочисленных материалов построена зависимость изменения плотности газа от температуры сепарации и выхода конденсата при

Рис. 111.19, Зависимость плотности газа сепарации от содержания конденсатаРис. 111.19, Зависимость плотности газа сепарации от содержания конденсатадавлении максимальной конденсации. Необходимость получения такой зависимости связана с тем, что на практике при составлении актов испытания плотность газа берется с большими погрешностями, так как время между проведенными промысловыми исследованиями и лабораторными составляет порядка одного-двух

Рис. 111.19, Зависимость плотности газа сепарации от содержания конденсата

Рис. 111.19, Зависимость плотности газа сепарации от содержания конденсата

месяцев.

На рис. III.19 показан пример определения плотности газа сепарации, полученного при температуре сепарации —10 °C и выходе конденсата 200 см3/м3. Эта величина составляет 0,6200 г/см3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВОГО ГАЗА

При стандартных исследованиях на продуктивность необходимо знать плотность пластового газа, которая рассчитывается, исходя из состава газа сепарации, газа дегазации, газа дебутанизации и выхода конденсата. Этот комплекс работ проводится в лабора- 4* 99

торных условиях с большем- разрывом времени после промысловых исследований.

Эмпирические зависимости имеют вид:

рпл = 0,533 + 91 • 1О~ьЛй10 поисодержании конденсата до

200 см3/м3.

рпл = 0,790 + 18 . 1O-5Ks510 при содержанииконденсата >

> 200 см3/м3.

(Здесь ^10 — выход конденсата при р = 5,5 МПа и t =—10°С).

Определение псевдокритических параметров газов сепарации и дегазации

Расчеты фазовых равновесий пластовых газоконденсатных систем производятся на основе определения коэффициента сверхсжимаемости газа, существующие диаграммы которого построены в псевдокритических координатах. Чтобы определить последние, необходимо рассчитать псевдокритические давления (рПк) и псевдокритиче- ские температуры (Гпк) по составу газа.

На основании составов газов сепарации и дегазации были рассчитаны рпк и ТПк и получены зависимости псевдокритических давлений и температура от плотности газа.

Тпк = 97,10+ 168,36ргсеп, Рпк — 48,703,07рг сеп,

Тпк = 104,86 + 162,11рг дег, Рпк = 50,70 — 5,04рг дег.

Определение выходов этан-пропан-бутановых фракций (Сг, Сз, С4) при различных условиях сепарации

Современный этап развития науки и техники характеризуется широким внедрением математической теории экспериментов во все области исследования. Для определения математической модели содержания этан-пропан-бутановой фракции в жидкой (насыщенном конденсате) и газовой фазах углеводородной системы при различных давлениях, температурах и составах исходной системы М. С. Разамат применена теория планирования экспериментов. ' Диапазоны изменения факторов, определенные на основании статистических данных по газоконденсатным системам, следующие: давление сепарации 2—10 МПа; температура сепарации от —10 до 4-20 °C, содержание этана — 1,14—7,37 °/0, пропана — 0,58—4,04 °/0, бутанов - 0,14—1,72%.

В результате обработки материалов построены номограммы, приведенные на рис. 111.20—111.22 (для газовой фазы) и рис. III.23—111.25 (для жидкой фазы).

Пример. Требуется определить количество пропана, которое можно получить из газовой фазы, если его содержание в исходной системе составляет Сл =

I % и известны условия сепарации: / = 30 °C, р = 6,0 МПа. В бинарном поле

100'

С2,% 1 2 3 4 5 6 7 7,5С2,% 1 2 3 4 5 6 7 7,5Температура, °CТемпература, °C

С2,% 1 2 3 4 5 6 7 7,5

С2,% 1 2 3 4 5 6 7 7,5

Температура, °C

Температура, °C

Рис. II 1.20. Номограмма для определения выхода С2 из газовой фазы

С3,%

Давление, МПаДавление, МПаРис. III.21. Номограмма для определения выхода С3 из газовой фазыРис. III.21. Номограмма для определения выхода С3 из газовой фазы

Давление, МПа

Давление, МПа

Рис. III.21. Номограмма для определения выхода С3 из газовой фазы

Рис. III.21. Номограмма для определения выхода С3 из газовой фазы

Температура, °CТемпература, °CДавление, МПаДавление, МПаС3,%С3,%С3,%Давление, МПаРис. II 1.24. Номограмма для определения выхода С3 из жидкой фазыС3,%Давление, МПаРис. II 1.24. Номограмма для определения выхода С3 из жидкой фазы

Температура, °C

Температура, °C

Давление, МПа

Давление, МПа

С3,%

С3,%

С3,%Давление, МПа

Рис. II 1.24. Номограмма для определения выхода С3 из жидкой фазы

С3,%Давление, МПа

Рис. II 1.24. Номограмма для определения выхода С3 из жидкой фазы

(С4) фиксируется точка, соответствующая заданным условиям (см. рис. III.22), затем на поле (С4, р) определяется точка, соответствующая С4 = 1 % и р = = 6 МПа. Через эти точки проводится прямая, отсекающая на шкале С4 в газе искомое содержание пропановой фракции (2,8 % в рассматриваемом случае).

Пример. Определить количество этана, которое можно получить в составе газовой фазы, если его содержание в исходной системе составляет С2 = 4 % и известны условия сепарации: t = 20 °C и р = 6,0 МПа (см. рис. III.22).

По заданным значениям фиксируется точка на поле (С2р), в которую помещается ножка циркуля; другая ножка циркуля ставится в точку засечек С2 (левое поле нижней части номограммы). Не меняя полученного раствора, делается засечка в правой части поля на линии, соответствующей значению t = = 20 °C.

С4, %Давление, МПа

Рис. II 1.25. Номограмма для определения выхода С4 из жидкой фазы

На линии С2, проходящей через найденную точку, получают искомый О1вет: С2 = 3,7 %.

Пример. Определить количество этана, которое можно получить из жидкой фазы, если его содержание в исходной системе составляет 5 % и известны условия сепарации: ^ = 10°С и р = 6,0 МПа (см. рис. III.23). На бинарных полях (С2, р и С2, /) отмечается точка, соответствующая заданным значениям. С помощью циркуля фиксируется расстояние между ними (/). На бинарном поле (р, 0 циркулем отмечается точка в соответствии с заданными значениями этих величин. По расстоянию I делается засечка на прямой, соответствующей значению / = 10 °C. По линии С2, проходящей через полученную точку, получают искомое значение—'количество этана в жидкой фазе, равное 7>2 %.

ГЛАВА IV

ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОСНОВНЫХ ГАЗОНОСНЫХ РАЙОНОВ

При проектировании, разработке и обустройстве месторождений необходимо знать потенциальное содержание конденсата и промежуточных углеводородов в пластовом газе, выход сырого и стабильного конденсата, количество газов дегазации и их состав, изменение потенциального содержания конденсата при снижении пластового давления, суммарное извлечение конденсата на данный этап разработки, конечный коэффициент конденсатоотдачи. Важно также для планирования добычи конденсата знать распределение последнего в системе двухступенчатой сепарации газа и его физико-химические свойства.

Для переработки конденсата и его использования нужна информация о физико-химической характеристике, фракционном и групповом углеводородном составе конденсата.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений состав конденсата значительно изменяется. Поэтому ниже приводится прогноз возможного изменения состава конденсата, что позволит оценивать характер изменения товарных продуктов, получаемых на конденсатоперерабатывающих установках.

Рассмотрим газоконденсатную характеристику некоторых месторождений Советского Союза.

ОРЕНБУРГСКАЯ ОБЛАСТЬ

Оренбургское месторождение

Газоконденсатная залежь приурочена к отложениям перми и верхнего карбона.

Начальная газоконденсатная характеристика. В пластовом газе молярная доля этана, пропана, бутанов и С5Н12+ соответственно равна (в %): 3,8; 1,5; 0,7 и 1,8. Концентрация неуглеводородных компонентов составляет (в %): азота — 5,8; углекислого газа — 0,5; сероводорода—1,6 (среднее по залежи), меркаптанов — 0,09. В пересчете на массовое содержание (г/м3): С5Н12 — 73,6; бутанов—18, пропана — 30, этана — 61.

Выход сырого конденсата при давлении 6,0 МПа и температуре — J5°C составляет 155 см3/м3, стабильного — 93 см3/м3, или 66 г/м3.

В 1 м3 сырого конденсата растворено 135 м3 газа дегазации; на 1 м3 стабильного конденсата приходится 225 м3, а на 1 т — 319 м3 газа. Плотность конденсата 0,7000 г/см3, молекулярная масса — 99.

104

Фракционный состав

Началокипения, °C 36Отгон при температуре, °C:10 % ГО50 % 9790 %174Конец кипения, СС240Началокипения, °C 36Отгон при температуре, °C:10 % ГО50 % 9790 %174Конец кипения, СС240Объемные доли, %-Объемные доли, %-отгона .......97остатка 0,5Вязкость при 20 СС, м2/с 10—4 0,60Массегзя доля серы, %1,12Температура застывания, °C ниже —60отгона .......97остатка 0,5Вязкость при 20 СС, м2/с 10—4 0,60Массегзя доля серы, %1,12Температура застывания, °C ниже —60

Началокипения, °C 36

Отгон при температуре, °C:

10 % ГО

50 % 97

90 %174

Конец кипения, СС240

Началокипения, °C 36

Отгон при температуре, °C:

10 % ГО

50 % 97

90 %174

Конец кипения, СС240

Объемные доли, %-

Объемные доли, %-

отгона .......97

остатка 0,5

Вязкость при 20 СС, м2/с 10—4 0,60

Массегзя доля серы, %1,12

Температура застывания, °C ниже —60

отгона .......97

остатка 0,5

Вязкость при 20 СС, м2/с 10—4 0,60

Массегзя доля серы, %1,12

Температура застывания, °C ниже —60

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV. 1.

Массовая доля нормальных алканов на конденсат (в %): С5 —0,14; С6 —0,22; С7 — 2,73; С8 — 4,77; С9 — 3,22; С10 — 1,43; Си—0,51; С12 — 0,19; (% —0,46; См —0,68; С15 — 0,60; С,6 — 0,50; Си —0,37; Си — 0,23; С19 — 0,17; С20 — 0,13; C2i — 0,08. Массовая доля твердых парафинов — 0,98%. Всего массовая доля нормальных алканов— 16,53%.

По фракционному составу конденсат более чем на 90 % состоит из бензиновых фракций. Однако в результате резкого превалирования в нем метановых углеводородов нормального строения октановое число его очень низкое.

Таким образом, конденсат должен быть подвергнут гидроочистке. Исходя из группового состава, этот конденсат наиболее целесообразно использовать в качестве сырья для пиролиза.

Групповой состав сернистых соединений в конденсате и его фракциях приведен в табл. IV.2.

Из данных табл. IV.2 видно, что в конденсате высокое содержание меркаптановой серы (0,795%), а сероводородной незначительное.

Содержание серы в узких фракциях конденсата с указанием выхода каждой фракции приведено в табл. IV.3.

Результаты исследований по выделению конденсата при различных давлениях и температурах и одноступенчатой сепарации приведены в табл. IV.4.

В табл. IV.5 приведены результаты определения выхода конденсата при одно- и двухступенчатой сепарации. Видим, что большая часть конденсата выделяется на I ступени сепарации за счет снижения давления на 9,4 МПа и температуры на 22°C. При снижении давления на 4,2 МПа и температуры на 26 °C на II ступени получают в два раза меньший прирост добычи конденсата.

Исследование работы промысловых установок на начальной стадии разработки месторождения показало, что в среднем по промыслу на I ступени сепарации (12,0 МПа и 4-10 °C) выделяется 42 г сырого конденсата на 1 м3 отсепарированного газа. Коэффициент усадки при снижении давления до давления в конденсатопроводе (6,8 МПа) составляет 0,91. На II ступени (6,9 МПа и — 12 °C) выделяется сырого конденсата 48 г/м3.

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая

доля выхода фракций на конденсат, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

60—95*

23,6

10,9

21,5

67,6

95—122

1б;з

21,2

33,0

45,8

122—150

17,7

22,7

23,6

53,7

Выше 150

12,4

22,7

76,3

НК—150

10

20

70

* Фракция до 60 °C составляет 30 % от конденсата.'

ТАБЛИЦА IV.2

Конденсат и его фракции

Массовая доля серы, %

общей (ламповым методом)

серо- вопородной

свободной

меркаптановой

дисульфидной

сульфидной

остаточной (тиофеновой)

Конденсат

1,2097

0,0024

-

0,7950

0,2460

0,1290

0,0373

Фракция до 50 °C

1,5051

—

—

1,4548

0,0183

—

0,0320

Фракция 50—100 °C

1,100

0,00232

—

0,7623

0,00267

0,1753

0,1514

Фракция 100-150 °C

1,0074

0,0164

0,07117

0,5106

0,1968

0,1752

0,1013

Фракция 150 °C

1,053

—

—

0,3511

0,1946

0,1546

0,3527

ТАБЛИЦА IV.3

Температурные пределы отбора фракций, °C

Суммарная объемная доля выхода фракций, .%

Массовая доля серы на конденсат, %

общей

активной (меркаптановой)

неактивной (сульфидной, дисульфидной, теофеновой, тиофановой)

НК —75

39

1,50

1,06

0,44

75—88

51

1,32

0,85

0,47

88—100

59

1,08

0,67

0,41

100—111

67

0,76

0,52

0,24

111—120

74

0,63

0,47

0,16

120—140

83

0,88

0,48

0,40

140—160

89

0,80

0,49

0,31

160—180

92

1,00

0,47

0,53

180—200

94

1,00

0,42

0,58

ТАБЛИЦА IV. 4

Выход конденсата, см’/м»

Температура, °C

Давление, МПа

4,0

6,0

7.S

9,0

Сырого

— 10

125

143

138

123

Стабильного

82

91

82

70

Сырого

0

115

132

127

116

Стабильного

75 .

81

75

63

Сырого

+ю

107

120

117

107

Стабильного

67

73

67

58

ТАБЛИЦА IV.5

Давление сепарации, МПа

Температура сепарации, °C

Выход конденсата

I ступень

II ступень

см3/м3

г/м*

см’/м*

г/м3

I ступень

II ступень

I ступень

II ступень

сырого

стабильного

стабильного

сырого

стабильного

стабильного

11,0

68

8

-18

100

60

42

57

34

23

Количество , сырого конденсата, поступающего в конденсато- провод, равно 86 г/м3 или 65 г/м3 стабильного конденсата. Молярные доли сырого конденсата в конденсатопроводе (в %): СН4 — 25,6; С2Н6 —6,5; С3Н8 — 6,2; С4Н10 —6,3; C5Hi2+ — 50,0; СО2— 0,3; N2 — 0,8; H2S— 3,3; RSH — 1,0. Молярные доли частично дегазированного конденсата на входе в УСК при 1,4 МПа и +15°C (в %): СН4 —2,2; С2Н6 — 3,7; C3Hti-5,3; С4Н10 — 7,8; С5Н12+ — 75,9; СО2 —0,2; N2 —0,8; H2S — 2,6; RSH—1,5.

Изучение фазового поведения пластового газа показало его полную насыщенность конденсатом. Давление начала конденсации пластового газа равнялось начальному пластовому. Давле

Рис. IV.1. Распределение углеводородов С5+ при разработке Оренбургского месторожденияРис. IV.1. Распределение углеводородов С5+ при разработке Оренбургского месторожденияние максимальной конденсации высококипящих углеводородов в пласте составляло 6,5 МПа.

Рис. IV.1. Распределение углеводородов С5+ при разработке Оренбургского месторождения

Рис. IV.1. Распределение углеводородов С5+ при разработке Оренбургского месторождения

На рис. IV. 1 показаны пластовые потери конденсата (кривая /), изменение потенциального содержания конденсата (кривая 2) в пластовом газе, суммарный отбор конденсата из пласта в составе газа (кривая 3). Видим, что при давлении максимальной конденсации выделяется 22 г стабильного конденсата на 1 м3 сухого газа. В составе отобранного из пласта газа при окончании промышленной разработки

(3,0 МПа) будет извлечено 45 г/м3, или 61 % от начального потенциального содержания конденсата. Минимальное значение потенциального содержания конденсата будет равно 40 г/м3 при давлении около 5,5 МПа.

Текущая газоконденсатная характеристика. Со снижением пластового давления (по отборам газа на УКПГ) до 15,6 МПа, т. е. ниже начального пластового на 24 %, значительно изменилась газоконденсатная характеристика месторождения. Изменение в составе пластового газа произошло в основном за счет уменьшения содержания высококипящих углеводородов (С5Н12+). Соответственно уменьшилось и потенциальное содержание конденсата.

Углеводород СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ N2 СО2 H2S RSH с^н^^

Содержа

ние, % 85,24 3,90 1,57 0,751,734,79 0,70 1,53 0,0961,0

Исследования по выделению конденсата при двухступенчатой сепарации газа показало заметное уменьшение его выхода по сравнению с начальным, равным 65 г/м3.

Из табл. IV.6 видно, что суммарный выход конденсата равен: нестабильного — 78,1 г/м3, стабильного — 57,3 г/м3.

ТАБЛИЦА iV.b

Показатели

1 ступень

и ступень

Показатели

। ступень

п ступень

Давление сепарации, МПа

11,0

6,8

Коэффициент усадки

0,68

0,57

Температура сепарации,

10

-15

Плотность нестабильного

0,64

0,56

°C

Выход конденсата: нестабильного, см3/м3

Г/М'1 стабильного, см3/м3 г/м3

78,1

45,8

48,6

34,8

57,3

32,3

32,8

22,5

конденсата, г/см’

Плотность стабильного конденсата, г/см3

0,715

0,685

Фракционный состав конденсата и его физико-химические свойства мало изменились, что объясняется относительно легким начальным составом конденсата.

Фракционный состав

Начало кипения, °C 33Отгон при температуре, °C: 10% 4950% 9690% 167Начало кипения, °C 33Отгон при температуре, °C: 10% 4950% 9690% 167Конец кипения, °C230Объемные доли, %: отгона 98остатка0,3Плотность,г/см30,695Конец кипения, °C230Объемные доли, %: отгона 98остатка0,3Плотность,г/см30,695

Начало кипения, °C 33

Отгон при температуре, °C: 10% 49

50% 96

90% 167

Начало кипения, °C 33

Отгон при температуре, °C: 10% 49

50% 96

90% 167

Конец кипения, °C230

Объемные доли, %: отгона 98

остатка0,3

Плотность,г/см30,695

Конец кипения, °C230

Объемные доли, %: отгона 98

остатка0,3

Плотность,г/см30,695

Групповой углеводородный состав конденсата в процессе разработки не изменился (табл. IV.7).

108

ТАБЛИЦА IV.7

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций на конденсат, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматиче- ских

нафтеновых |

метановых

60-95

22,1

10,0

20,9

69,1

95—122

17,3

25,4

30,4

44,2

122—150

18,5

22,1

20,1

57,8

Выше 150

12,0

21,3

78,7

НК — 150

78,9

21

70

КОМИ АССР

Вуктыльское месторождение

Газоконденсатная залежь Вуктыльского месторождения приурочена к карбонатным отложениям нижней перми и среднего карбона.

Начальная газоконденсатная характеристика. В пластовом газе молярная доля этана, пропана, бутанов и С5Н12+ соответственно равна (в %): 8,7; 3,9; 1,8; 6,4. В пересчете на содержание конденсата в отсепарированном газе (г/м3): 109, 72, 44, 360. Концентрация азота составляет 4,3%, углекислого газа — 0,1 0/0.

Выход сырого конденсата при давлении 6,0 МПа и температуре — 10°С равен 760 см3/м3, стабильного — 505 см3/м3, или 347 г/м3.

В 1 м3 сырого конденсата растворено НО м3 газа дегазации, на 1 м3 стабильного конденсата приходится 183 м3, а на 1 т 250 м3 газа.

При одноступенчатой сепарации газа при различных давлениях и температурах выделялось сырого и стабильного конденсата соответственно 590—920 см3/м3 и 290—530 см3/м3 (табл. IV.8). Давление максимальной конденсации составляло 12,5 МПа.

ТАБЛИЦА IV.8

Выход конденсата, см8/м«

Температура. °C

Давление, МПа

20|

1

1 |и

1 5

Сырого

-10

800

915

920

730

Стабильного

370

460

530

485

Сырого

0

740

865

863

680

Стабильного

350

430

500

445

Сырого

+2J

645

735

745

590 .

Стабильного

290

360

415

370

Максимальный выход стабильного конденсата наблюдается при давлении 9,0 МПа. При двухступенчатой сепарации газа при среднем давлении и температуре на I ступени 14,0 МПа и +10 °C, а на II —5.5 МПа и —10 °C количество выделившегося сырого

109

конденсата соответственно составило 950 и 100см3/м3. Общее количество сырого конденсата, поступающего на дегазацию с давлением 5,5 МПа и температурой —10 °C, равнялось 865 см3 на 1 м3 отсепарированного газа, что равно 517 см3/м3 стабильного конденсата, или 380 г/м3. Плотность этого конденсата равна 560 кг/м3. Коэффициент усадки сырого конденсата при снижении давления с 5,5 до 0,1 МПа (при 20 °C) равен 0,6, а плотность стабильного конденсата равна 735 кг/м3. Плотность газа дегазации, получаемого при снижении давления от 5,5 до 0,1 МПа, составила 1,115 кг/м3.

Из 1 м3 сырого конденсата выделяется 109 м3 газа дегазации, из 1 м3 стабильного конденсата—183 м3, а в пересчете на 1 т — 248 м3 газа.

Количество выделяющегося газа на промысле и УСК равно 865*109 = 94 тыс. м3 (на 1 млн. м3 отсепарированного газа), а масса сырого конденсата — 865*560 = 484 тыс. т.

Фракционный состав

Начало кипения, °C 40Отгон при температуре, °C: 100 % 6950 %14190 %303Конец кипения, °C347Объемные доли, %: выхода... 95,0остатка 2,8Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,00при 0 °C10~4* 1,24Начало кипения, °C 40Отгон при температуре, °C: 100 % 6950 %14190 %303Конец кипения, °C347Объемные доли, %: выхода... 95,0остатка 2,8Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,00при 0 °C10~4* 1,24Плотность, г/см3 . . . .0,7300Молекулярнаямасса . .118-Температура, °C: помутнения—16застывания —37Массовая доля, %: парафина 0,5серы 0,02Плотность, г/см3 . . . .0,7300Молекулярнаямасса . .118-Температура, °C: помутнения—16застывания —37Массовая доля, %: парафина 0,5серы 0,02

Начало кипения, °C 40

Отгон при температуре, °C: 100 % 69

50 %141

90 %303

Конец кипения, °C347

Объемные доли, %: выхода... 95,0

остатка 2,8

Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,00

при 0 °C10~4* 1,24

Начало кипения, °C 40

Отгон при температуре, °C: 100 % 69

50 %141

90 %303

Конец кипения, °C347

Объемные доли, %: выхода... 95,0

остатка 2,8

Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,00

при 0 °C10~4* 1,24

Плотность, г/см3 . . . .0,7300

Молекулярнаямасса . .118-

Температура, °C: помутнения—16

застывания —37

Массовая доля, %: парафина 0,5

серы 0,02

Плотность, г/см3 . . . .0,7300

Молекулярнаямасса . .118-

Температура, °C: помутнения—16

застывания —37

Массовая доля, %: парафина 0,5

серы 0,02

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.9.

ТАБЛИЦА IV.9

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля фракций, %

Плотность, г/см*

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

| метановых

НК —60

7,27

0,6345

100,0

60—95

15,06

0,7065

9,8

28,1

62,1

95-122

15,12

0,7391

17,3

30,4

52,3

122—150

12,25

0,7556

20,5

20,0

59,5

150—200

13,32

0,7719

16,3

15,0

58,7

НК —200

63,02

0,7293

13,92

21,10

64,98

Изучение фазового поведения пластового газа показало, что пластовая углеводородная система недонасыщена пентанами и вышекипящими углеводородами. Давление начала конденсации на 4,0 МПа ниже пластового.

Из рис. IV.2 видно, что значительное уменьшение потенциального содержания конденсата в пластовом газе (кривая /) наблю- 110

дается уже при давлении 30,0 МПа ^дается уже при давлении 30,0 МПа ^(390 вместо 504 см3/м3 начального потенциального содержания). Практически на каждые 2,0 МПа снижения пластового давления (до 10,0—11,0 МПа) потенциальное содержание конденсата (кривая 2) уменьшается на 15 см3/м3. Минимального значения (80 см3/м3) потенциальное содержание конденсата в пластовом газе достигнет при давлении 7,5—8,0 МПа. Суммарное извлечение конденсата при давлении окончания промышленной разра-

дается уже при давлении 30,0 МПа ^

дается уже при давлении 30,0 МПа ^

Рис.Рис.рождениярождения3636Пластовое давление, МПаПластовое давление, МПаIV.2. Распределение углеводородов при разработке Вуктыльского место-IV.2. Распределение углеводородов при разработке Вуктыльского место-ботки месторождения (6,0 МПа) составит 37 % от начальных запасов.

Рис.

Рис.

рождения

рождения

3

6

3

6

Пластовое давление, МПа

Пластовое давление, МПа

IV.2. Распределение углеводородов при разработке Вуктыльского место-

IV.2. Распределение углеводородов при разработке Вуктыльского место-

Текущая газоконденсатная характеристика. Со снижением пластового давления до 14,5 МПа газоконденсат

ная характеристика существенно изменилась по сравнению с начальной. В составе пластового газа более чем в 2 раза снизилось содержание углеводородов С5Н12+ и значительно увеличилось содержание метана. Уменьшилось содержание бутанов. Потенциальное содержание конденсата снизилось более чем в 3 раза и составило 106 г/м3. Молярная доля этана (в %) составила 9,2, пропана — 3,7, бутанов — ГД пентанов — 2^3.

Значительно облегчился состав нестабильного конденсата, подаваемого с промысла на УСК. Массовая доля (в %): СН4—4,41; С2Н6—7,55; С3Н8—12,30; С4Ню—10,11; С5Н12+—65,6.

В начальный период разработки месторождения содержание тяжелых углеводородов (C5Hi2+) составляло 78,0% вместо 65,6% в настоящее время.

Значительно возросло количество газа дегазации (460 м3/т вместо 250 м3/т в начале разработки) и облегчился фракционный состав конденсата. Так, если при начальном пластовом давлении 90% конденсата выкипало при температуре 303 °C, а массовая доля фракции при температуре выше 200 °C составляла

ТАБЛИЦА IV.ю

Пластовое давление, МПа

Массовая доля фракции (в %), выкипающей при температуре, °C

НК—200

200—300

>300

36,0

75,63

18,53

5,84

35,0

75,90

18,52

5,00

33,0

76,35

18,00

4,70

30,0

77,15

16,64

4,13

28,0

80,59

15,80

2,18

25,8

84,17

12,25

0,80

21,0

90,32

9,59

Ост. > 290 °C = 0,09

17,3

93,78

До —264 °C 2,37

Ост. > 264 °C = 1,35

23 %, то при 14,5 МПа эти величины соответственно равнялись 165 °C и 3%, а остаток при температуре выше 300 °C выпал в пласте уже при давлении 23,0 МПа (табл. IV.10).

Температура застывания конденсата благодаря конденсации в пласте твердых парафинов также резко изменилась (от —37 до —60 °C).

Динамика изменения указанных характеристик с падением пластового давления показана в табл. IV.11.

ТАБЛИЦА IV. И

Пластовое давление, МПа

Плотность, г/см?

. Температура выкипания 90%, °C

Температура застывания, °C

35,0

0,7533

315

'—28

33,6

0,7489

286

-30

30,0

0,7372

278

—32

29,3

0,7398

258

—44

23,0

230

—60

21,6

0,7270

217

Ниже —60

21,0

0,7265

209

Ниже —60

20,4

0,7146

205

Ниже —60

17,4

0,7124

173

Ниже —60

УКРАИНСКАЯ ССР

Новотроицкое месторождение

Продуктивны отложения турнейского яруса, горизонт К-30, к которому приурочена газоконденсатная залежь, имеющая нефтяную оторочку.

Наличие нефтяной оторочки обусловило различное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по площади и разрезу горизонта. Так, в скв. 17 содержание конденсата равнялось 415 г/м3, а в скв. 4—510 г/м3.

При давлении сепарации 6,0 МПа и температуре 0°С выход конденсата составил: насыщенного — 780 см3/м3, стабильного — 570 см3/м3, или 427 г/м3.

В 1 м3 сырого конденсата растворено ПО м3 газа, а в пересчете на 1 т стабильного конденсата — 198 м3 газа.

В пластовом газе молярная доля этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 8,7; 4,3 и 1,6, или (в г/м3): 117, 85 и 41. Концентрация азота и углекислого газа соответственно составляет 4,5 и 0,41 %.

' Плотность стабильного конденсата равна 0,7470 г/см3, молекулярная масса 120.

Фракционный состав

Начало кипения,°C . . .28

Отгон при температуре. °C: 10% 70

20 % 91

30 % 108

40 % 127

50 % 149

60 % 181

Доли, %: отгона 87остатка 6Доли, %: отгона 87остатка 6Вязкость при 20 °C, м2/с . . 10—4 • 1,0Массовая доля парафина, %0,25Вязкость при 20 °C, м2/с . . 10—4 • 1,0Массовая доля парафина, %0,25Рис. IV.3. Распределение углеводородов С g_|_ при разработке Новотроицкого месторождения.1 — потенциальное содержание конденсата; 2—суммарное извлечение конденсатаРис. IV.3. Распределение углеводородов С g_|_ при разработке Новотроицкого месторождения.1 — потенциальное содержание конденсата; 2—суммарное извлечение конденсатаНачало кипения, °C 33Отгон при температуре, °C: 10 % 6950 % 19087% 360Конец кипения, °C 360Начало кипения, °C 33Отгон при температуре, °C: 10 % 6950 % 19087% 360Конец кипения, °C 360Объемная доля, %: отгона 88остатка ..7Вязкость при 20 °C, м2/с . 10—4 1,3Массовая доля парафина, %0,58Объемная доля, %: отгона 88остатка ..7Вязкость при 20 °C, м2/с . 10—4 1,3Массовая доля парафина, %0,58

Доли, %: отгона 87

остатка 6

Доли, %: отгона 87

остатка 6

Вязкость при 20 °C, м2/с . . 10—4 • 1,0

Массовая доля парафина, %0,25

Вязкость при 20 °C, м2/с . . 10—4 • 1,0

Массовая доля парафина, %0,25

Рис. IV.3. Распределение углеводородов С g_|_ при разработке Новотроицкого месторождения.

1 — потенциальное содержание конденсата; 2—суммарное извлечение конденсата

Рис. IV.3. Распределение углеводородов С g_|_ при разработке Новотроицкого месторождения.

1 — потенциальное содержание конденсата; 2—суммарное извлечение конденсата

Начало кипения, °C 33

Отгон при температуре, °C: 10 % 69

50 % 190

87% 360

Конец кипения, °C 360

Начало кипения, °C 33

Отгон при температуре, °C: 10 % 69

50 % 190

87% 360

Конец кипения, °C 360

Объемная доля, %: отгона 88

остатка ..7

Вязкость при 20 °C, м2/с . 10—4 1,3

Массовая доля парафина, %0,58

Объемная доля, %: отгона 88

остатка ..7

Вязкость при 20 °C, м2/с . 10—4 1,3

Массовая доля парафина, %0,58

70% 230

80 % 281

90 % 281

Конец кипения, °C ... .325

В групповом углеводородном составе конденсата превалируют метановые углеводороды (40%), массовая доля ароматических углеводородов составляет 25 %, нафтеновых — 35 %

Изменение потенциального содержания конденсата в пластовом газе показано на рис. IV.3.

Из рис. IV.3 видно, что при снижении давления до 25,0 МПа наблюдается резкое уменьшение потенциального содержания конденсата (с 454 до 210 г/м3), после чего темп его снижения становится незначительным. Так, при снижении давления на последующие 10,0 МПа потенциальное содержание конденсата уменьшится до 165 г/м3, т. е. всего на 45 г/м3.

Тимофеевское месторождение

Продуктивны залежи горизонтов В-19, В-20. При давлении сепарации 6,0 МПа и температуре 0°С выход конденсата равен: насыщенного — 576 см3/м3, стабильного — 476 см3/м3.

В 1 м3 насыщенного конденсата растворено 55 м3 газа, что в пересчете на I т стабильного конденсата составляет 84 м3.

В пластовом газе молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 6,33; 5,54; 2,54; 1,44, или (в г/м3): 374, 69, 46, 35.

Плотность конденсата равна 0,7878 г/см3, молекулярная масса 135.

Фракционный состав

В групповом углеводородном составе конденсата содержится значительное количество углеводородов: ароматических — 27 %; нафтеновых — 32 %; парафиновых — 41 По

давление начала конденсации пластовой газоконденсатной

113г

Рис. IV.4. Распределение углеводородов С5+ при разработке Тимофеевского месторождения.Рис. IV.4. Распределение углеводородов С5+ при разработке Тимофеевского месторождения.1 — потенциальное содержание конденсата; 2 -4 количество выпадающего в пласте конденсата1 — потенциальное содержание конденсата; 2 -4 количество выпадающего в пласте конденсатасистемы равно 43,3 МПа, давление максимальной конденсации 17,0 МПа.

Рис. IV.4. Распределение углеводородов С5+ при разработке Тимофеевского месторождения.

Рис. IV.4. Распределение углеводородов С5+ при разработке Тимофеевского месторождения.

1 — потенциальное содержание конденсата; 2 -4 количество выпадающего в пласте конденсата

1 — потенциальное содержание конденсата; 2 -4 количество выпадающего в пласте конденсата

Из рис. IV.4 видно, что со снижением давления до 17,0 МПа потенциальное содержание конденсата уменьшается с 374 до 140 г/м3. Минимальное значение этой" величины отмечается при давлении 8,0 МПа (70 г/м3).

Отбор конденсата из пласта при давлении 3,5—4,0 МПа составит 160 г/м3, или 43 % от начальных запасов.

ТУРКМЕНСКАЯ ССР

Шатлыкское месторождение

Газоконденсатная залежь приурочена к отложениям келловея.

В период разведочных работ и опытно-промышленной эксплуатации были проведены газоконденсатные исследования. При давлении сепарации 5,2 МПа и температуре 35 °C выход конденсата составил: сырого — 7,1 см3/м3, стабильного — 6,7 см3/м3. В 1 м3 сырого конденсата растворено 18 м3 газа, что в пересчете на 1 т равно 25 м3 газа.

В пластовом газе молярная доля углеводородов Cs+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 0,24; 1,90; 0,33; 0,10, или (в г/м3): 12; 24; 6; 2,5. Концентрация азота составляет 0,9%, углекислого газа—1,2%. Плотность конденсата равна 0,7620 г/см3, молекулярная масса 147.

Начало кипения, °C 70Отгон при температуре, °C: 10% 9750 %16090 %298Начало кипения, °C 70Отгон при температуре, °C: 10% 9750 %16090 %298Конец кипения,°C360Объемная доля, %: отгона 98остатка 1Конец кипения,°C360Объемная доля, %: отгона 98остатка 1Фракционный состав

Начало кипения, °C 70

Отгон при температуре, °C: 10% 97

50 %160

90 %298

Начало кипения, °C 70

Отгон при температуре, °C: 10% 97

50 %160

90 %298

Конец кипения,°C360

Объемная доля, %: отгона 98

остатка 1

Конец кипения,°C360

Объемная доля, %: отгона 98

остатка 1

В групповом углеводородном составе конденсата превалируют метановые углеводороды (74%), ароматических и нафтеновых углеводородов содержится по 13%.

Изучение фазового поведения пластового газа при пластовой температуре показало, что конденсация углеводородов C5Hi2+ в пластовых условиях давления и температуры отсутствует. Таким образом, коэффициент конденсатоотдачи равен единице.

Это явление можно объяснить незначительным содержанием высококипящих углеводородов в пластовом газе (12 г/м3) и высокой пластовой температурой (137°C).

114

Исследования текущей газоконденсатной характеристики месторождения, проведенные спустя 6 лет после начала эксплуатации промысла, подтвердили, что в пласте отсутствуют потери конденсата. Результаты исследований приведены в табл. IV. 12.

ТАБЛИЦА IV. 12

Ступень обработки газа

Давление, МПа

Температура, °C

Выход стабильного конденсата, г/м’

Плотность, г/см’

УКПГ

12,3

42

4,3

0,790

I ступень ГС*

12,0

25

0,7

0,770

II ступень ГС

8,0

—2

1,8

0,747

*ГС — газосборный пункт.

В отсепарированном газе молярная доля углеводородов С5Н12+ составила 0,17 %, потенциальное содержание конденсата 12,2 г/м3.

Наипское месторождение

Газоконденсатные залежи приурочены к меловым и юрским отложениям, причем основные запасы конденсата сосредоточены в III, IV и V пластах меловых отложений. Наиболее изучены залежи пластов III и V.

Залежь пласта I 11. В начале разработки при давлении сепарации 5,0 МПа и температуре 20 °C выход конденсата составлял: сырого — 24 см3/м3, стабильного — 20 см3/м3. В 1 м3 сырого конденсата растворено 63 м3 газа; на 1 т стабильного конденсата приходится 100 м3 газа.

В пластовом газе молярная доля углеводородов С5Н12+, этана, пропана и бутанов соответственно составляла (в °/о) - 0,53; 3,46; 1,05; 0,41, или (в г/м3): 26, 43,19, 10. Концентрация негорючих газов: азота — 0,82%, углекислого газа — 0,28%.

Плотность конденсата равна 0,7528 г/см3; молярная масса ПО.

Фракционный состав

Начало кипения, °C 80Конец кипения, °C290

Отгон при температуре, °C:Объемные доли, %:

10 %105отгона 99

50 %145остатка0,7

90%220

В групповом углеводородном составе конденсата превалируют метановые углеводороды (72%), ароматических и нафтеновых углеводородов содержится по 14%.

Исследование фазового поведения пластового газа дифференциальной конденсации показало, что пластовые потери конденсата незначительны. Коэффициент конденсатоотдачи равен 0,89.

При снижении пластового давления потенциальное содержание конденсата изменяется незначительно. Так, при давлении,

115

равном 0,5 от начального (19,3 МПа), оно снизится с 26 до 21,7 г/м3. Минимальное значение потенциального содержания конденсата при давлении 6,5 МПа составит 20,2 г/м3.

Залежи пластов IV и V мало отличаются по физико-химическим свойствам конденсата и фазовому поведению пластового газа.

Кирпичлинское месторождение

Газоконденсатная залежь приурочена к XVIII горизонту келло- вейских отложений.

При давлении сепарации 6,6 МПа и температуре 28 °C выход конденсата равен: насыщенного — 68 см3/м3, стабильного — 56 см3/м3.

В 1 м3 сырого конденсата растворено 33 м3 газа, на 1 т стабильного конденсата приходится 51 м3 газа.

В пластовом газе молярная доля пентанов и вышекипящих углеводородов — этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1.27; 4,93; 1,27; 0,44, или (в г/м3): 58, 62, 23, 11. Концентрация негорючих газов равна: азота—1,0 %, углекислого газа — 0,76 %.

Плотность конденсата равна 0,7884 г/см3, молекулярная масса 125.

Фракционный состав

Начало кипения, °C 77Конец кипения, °C . . . Выше 360

Отгон при температуре, °C:Объемные доли, %:

10 % 96отгона .. 96

50 %140остатка 2

90 % 295

В групповом углеводородном составе конденсата значительно содержание ароматических углеводородов (31 °/0), метановых 40 %, нафтеновых — 29 %.

Давление начала конденсации пластовой углеводородной системы значительно ниже начального пластового давления (32,5 МПа) и равно 26,5 МПа. Коэффициент конденсатоотдачи равен 0,91. Столь высокая величина коэффициента объясняется недонасы- щенностью пластового газа, незначительной концентрацией в нем высококипящих углеводородов и высокой пластовой температурой (НО°C). Указанные факторы явились также причинами относительно малого изменения начального потенциального содержания конденсата при снижении пластового давления. Так, при давлении 20,0 МПа потенциальное содержание конденсата снизится только на 6 г/м3 и составит 52 г/м3. А при давлении 10,0— 11,0 МПа эта величина уменьшится до 42 г/м3.

Даулетабадское месторождение

Газоконденсатная залежь представлена пачкой IV и приурочена к отложениям келловея. При давлении сепарации 4,7 МПа и тем- 116

пературе 34 °C выход конденсата равен: насыщенного— 17,8 см/м3, стабильного— 14,9 см3/м3.

В 1 м3 насыщенного конденсата растворено 20 м3 газа, на 1 т стабильного конденсата приходится 30 м3 газа.

В пластовом газе молярная доля углеводородов С5Н12+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 0,25; 1,19; 0,20; 0,11, или (в г/м3): 15,9; 15; 3,6; 2,5.

Плотность конденсата составляет 0,7989 г/см3, молекулярная масса 160.

Фракционный состав

Началокипения, С124Отгон при температуре, °C: 10%15650% 23790%. 355Началокипения, С124Отгон при температуре, °C: 10%15650% 23790%. 355Конец кипения, °C . . . Выше 360 Объемные доли, %:Конец кипения, °C . . . Выше 360 Объемные доли, %:отгона93,0остатка . 6,6отгона93,0остатка . 6,6

Началокипения, С124

Отгон при температуре, °C: 10%156

50% 237

90%. 355

Началокипения, С124

Отгон при температуре, °C: 10%156

50% 237

90%. 355

Конец кипения, °C . . . Выше 360 Объемные доли, %:

Конец кипения, °C . . . Выше 360 Объемные доли, %:

отгона93,0

остатка . 6,6

отгона93,0

остатка . 6,6

В групповом углеводородном составе конденсата преобладают метановые (65%), содержание ароматических и нафтеновых углеводородов соответственно равно 15 и 20%.

Изучение фазовых превращений пластового газа показало, что при разработке залежи конденсат в порах пласта выпадать не будет.

ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Харасавэйское месторождение

Это месторождение приурочено к структуре первого порядка — к Нурминскому мегавалу, находящемуся в свою очередь в пределах более крупной структуры — Карской синеклизы. Месторождение занимает сводовую часть Харасавэйского вала. В разрезе апт- баррем-готерива выявлены газоконденсатные залежи пластов: ТП!-5; ТПб; ТП8-э; ТПю; ТПц; ТП12; ТП^-м; ТП15-16; ТП21-22; НПь НП2. Результаты исследования наиболее изученных залежей приведены ниже.

Залежь пласта НП2. Пластовое давление в залежи 43 МПа, температура 84 °C. На газоконденсатность залежь изучена в скв. 20 и 35. В составе пластового газа молярная доля С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 3,14; 6,34; 1,85 и 0,66, или (в г/м3).- 151, 83, 36 и 16.

Выход сырого конденсата при давлении сепарации 4,0 МПа и температуре 12 °C равен 223 см3/м3, стабильного—196 см3/м3. В 1 м3 сырого конденсата растворено 70 м3 газа дегазации, на 1 м3 стабильного конденсата приходится 90 м3, а на 1т—119 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7652 г/см3, молекулярная масса 121.

ТАБЛИЦА IV. 13

Температурные пределы отбора фракций, %

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

Температурные пределы отбора фракций, %

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

ароматических

нафтеновых

ме- тано- вых

До 60

3,73

100

150—200

15,53

23,59

11,30

65,11

60—95

13,92

9,60

22,91

67,49

200—250

18,82

21,45

6,07

72,48

95-122

20,98

17,69

37,97

44,34

250—300

9,45

16,52

0,48

72,00

122—150

11,35

28,60

24,23

47,17

нк-зоо

—

18,72

17,92

63,36

Начало кипения, °C 50Отгон при температуре, °C: 10 % 8650 %15290%318Конец кипения, °C370Объемные доли, %: отгона 99остатка 0,5Начало кипения, °C 50Отгон при температуре, °C: 10 % 8650 %15290%318Конец кипения, °C370Объемные доли, %: отгона 99остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,019парафинов 0,435Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,23при 0 °CIO”4• 1,45Температура застывания, °C -25Массовая доля, %: серы 0,019парафинов 0,435Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,23при 0 °CIO”4• 1,45Температура застывания, °C -25Групповой углеводородный табл. IV. 13.Групповой углеводородный табл. IV. 13.состав конденсата приведен всостав конденсата приведен в

Начало кипения, °C 50

Отгон при температуре, °C: 10 % 86

50 %152

90%318

Конец кипения, °C370

Объемные доли, %: отгона 99

остатка 0,5

Начало кипения, °C 50

Отгон при температуре, °C: 10 % 86

50 %152

90%318

Конец кипения, °C370

Объемные доли, %: отгона 99

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,019

парафинов 0,435

Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,23

при 0 °CIO”4• 1,45

Температура застывания, °C -25

Массовая доля, %: серы 0,019

парафинов 0,435

Вязкость, м2/с: при 20 °C10”4• 1,23

при 0 °CIO”4• 1,45

Температура застывания, °C -25

Групповой углеводородный табл. IV. 13.

Групповой углеводородный табл. IV. 13.

состав конденсата приведен в

состав конденсата приведен в

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами с С5— С2ь Распределение углеводородов в ряду следующее (в %): С5 — 4,0; С6 —4,4; С7 — 4,6; С8 — 4,4; С9 — 4,1; С10 — 3,3; Сп — 2,8; С12 — 2,0; С1з — 1,3; С14 — 1,6; С15 — 1,3; Cie — 1,0; Ci7 — 1,3; Cis — 0,7; Cig — 0,9; С20 — 0,3; C2i — 0,1.

Коэффициент конденсатоотдачи, определенный экспериментально, равен 0,70.

Изменение фракционного состава конденсата показало, что при различных давлениях (25,0; 20,0; 15,0 и 10,0 МПа) температура выкипания 90 % конденсата, отобранного при начальном пластовом давлении 43,0 МПа, равна 260 °C. Температура выкипания 50 % конденсата в том же диапазоне пластовых давлений изменяется в пределах 123—96 °C, выход фракции дизельного топлива, выкипающей выше 150 °C,— в пределах 40—18 %.

Залежь пласта НПЬ Пластовое давление в залежи 40,2 МПа, температура 81 °C. На газоконденсатность залежь изучена в скв. 20. Молярная доля углеводородов С54-, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 2,55; 6,09; 1,54 и 0,53, или (в г/м3): 134, 79, 29 и 13.

Выход сырого конденсата при давлении сепарации 4,4 МПа и температуре 15 °C равен 202 см3/м3, стабильного—178 см3/м3. В 1 м3 сырого конденсата растворено 51 м3 газа дегазации, на 1 м3 стабильного конденсата приходится 61 м3 газа или на 1 т стабильного конденсата 80 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7594 г/см3, молекулярная масса 117.

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV. 14.

ТАБЛИЦА IV. 14

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

2,99

100,00

60—95

15,27

9,00

25,36

65,64

95—122

21,92

11,69

39,17

48,14

122-150

9,56

28,60

22,10

49,30

150-200

15,51

21,39

13,66

64,95

200—250

17,42

19,92

9,75

70,33

250-300

9,08

16,51

3,00

80,49

нк-зоо

91,73

17,73

20,06

62,21

Начало кипения,°C 49Отгон при температуре, °C:10 % ....• 8850 %15390 %260Конец кипения,°C338Начало кипения,°C 49Отгон при температуре, °C:10 % ....• 8850 %15390 %260Конец кипения,°C338Объемные доли, %: отгона 96остатка 1Массовая доля, %: серы0,02парафинов 0,09Температура застывания, °C . . —27Объемные доли, %: отгона 96остатка 1Массовая доля, %: серы0,02парафинов 0,09Температура застывания, °C . . —27

Начало кипения,°C 49

Отгон при температуре, °C:

10 % ....• 88

50 %153

90 %260

Конец кипения,°C338

Начало кипения,°C 49

Отгон при температуре, °C:

10 % ....• 88

50 %153

90 %260

Конец кипения,°C338

Объемные доли, %: отгона 96

остатка 1

Массовая доля, %: серы0,02

парафинов 0,09

Температура застывания, °C . . —27

Объемные доли, %: отгона 96

остатка 1

Массовая доля, %: серы0,02

парафинов 0,09

Температура застывания, °C . . —27

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами С5— Саь Относительное распределение их в ряду следующее (в %): С5 —3,9; С6 —4,0; С7 — 4,7; С8 — 4,3; С9 — 3,9; С10 — 3,3; Си — 2,7; С12—1,9; С13 — 1,8; Си—1,3; С15 — 1,1; С16 — 0,9; С17 — 1,1; Cis — 0,6; Cig — 0,4; С2о— 0,3; C2i— 0,1.

Коэффициент конденсатоотдачи при остаточном пластовом давлении в залежи 0,2 МПа равен 0,69.

Изменение фракционного состава конденсата показало, что при различных давлениях в залежи (3,0; 25,0; 20,0; 15,0 и 5,0 МПа) температура выкипания 90 % конденсата, отобранного при начальном пластовом давлении 40,2 МПа, равна 270 °C. При указанных пластовых давлениях температура выкипания 90 % конденсата снизится и будет равна соответственно: 246, 228, 185, 176 и 170 °C. Температура выкипания 50 % конденсата изменится в пределах 147—118 °C, выход фракции, выкипающей выше 150 °C, колеблется в пределах 50—22 %.

Залежь пластов ТП21-22. Пластовое давление в залежи 34 МПа, температура 68 °C. На газоконденсатность залежь исследована в скв. 9. Молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1,35; 4,66; 1,34 и 0,55, или (в г/м3): 67, 60, 25 и 13.

Выход сырого конденсата при давлении сепарации 4,5 МПа и температуре 9 °C составляет 84 см3/м3 стабильного — 63 см3/м3. В 1 м3 стабильного конденсата растворено 57 м3 газа дегазации, на 1 м3 стабильного приходится 67 м3, а на 1 т — 89 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7544 г/см3, молекулярная масса 119.

119

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV. 15.

ТАБЛИЦА IV. 15

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

| метановых

До 60

2,84

100,00

60—95

12,86

13,22

23,43

63,00

95—122

20,33

16,80

30,17

58,03

122-150

14,17

20,74

20,48

56,63

150—200

15,51

22,05

30,00

47,95

НК—200

65,71

17,49

18,81

64,22

Начало кипения, °C 52Отгон при температуре, °C: 10% 8650 %15190%320Конец кипения, °C345Объемные доли, %: отгона 97Начало кипения, °C 52Отгон при температуре, °C: 10% 8650 %15190%320Конец кипения, °C345Объемные доли, %: отгона 97остатка 2Массовая доля серы, %0,0057Вязкость, м2/с:при 20 °C . . . . . . 10~4 • 1,15при 0 °C10-4. 1,52Температура застывания, °C . .' . . . —8остатка 2Массовая доля серы, %0,0057Вязкость, м2/с:при 20 °C . . . . . . 10~4 • 1,15при 0 °C10-4. 1,52Температура застывания, °C . .' . . . —8Фракция нормальных алканов в конденсатах составляет 43 %, в том числе: С6— 2,7; С7— 8,9; С8 — 8,0; С9— 4,7; Сю — 5,7; Си — 4,6; С12 — 2,2; С13 — 2,4; Си— 1,3; Сю — 1,1; Сю—1,0; Ci? — 0,8; Сю—1,1; Сю — 0,7; С20— 0,6. Максимальное количество нормальных алканов содержится в углеводородах С5—С8 (50%). Нафтеновые представлены циклогексаном и его замещенными, ароматические — замещенными бензола.

Начало кипения, °C 52

Отгон при температуре, °C: 10% 86

50 %151

90%320

Конец кипения, °C345

Объемные доли, %: отгона 97

Начало кипения, °C 52

Отгон при температуре, °C: 10% 86

50 %151

90%320

Конец кипения, °C345

Объемные доли, %: отгона 97

остатка 2

Массовая доля серы, %0,0057

Вязкость, м2/с:

при 20 °C . . . . . . 10~4 • 1,15

при 0 °C10-4. 1,52

Температура застывания, °C . .' . . . —8

остатка 2

Массовая доля серы, %0,0057

Вязкость, м2/с:

при 20 °C . . . . . . 10~4 • 1,15

при 0 °C10-4. 1,52

Температура застывания, °C . .' . . . —8

Термодинамические исследования показали, что давление начала конденсации углеводородной системы на 4,7 МПа ниже пласто-

Пластовое давление, МПаПластовое давление, МПаРис. IV.5. Распределение углеводородов С 54. при разработке залежи тп Ха- расавэйского месторождения. 21—27 1 — количество выпадающего в пласте конденсата; 2 — потенциальное содержание конденсата; 3 —суммарное извлечение конденсата: 4 — содержание конденсата в газовой фазе пластаРис. IV.5. Распределение углеводородов С 54. при разработке залежи тп Ха- расавэйского месторождения. 21—27 1 — количество выпадающего в пласте конденсата; 2 — потенциальное содержание конденсата; 3 —суммарное извлечение конденсата: 4 — содержание конденсата в газовой фазе пластавого (35,1 МПа). При давлении максимальной конденсации (12,0 МПа) в жидкую фазу в пласте перейдет 20 г/м3 конденсата, или 30 % начального потенциального содержания последнего (рис. IV.5). Конечный коэффициент конденсатоотдачи равен 0,684.

Пластовое давление, МПа

Пластовое давление, МПа

Рис. IV.5. Распределение углеводородов С 54. при разработке залежи тп Ха- расавэйского месторождения. 21—27 1 — количество выпадающего в пласте конденсата; 2 — потенциальное содержание конденсата; 3 —суммарное извлечение конденсата: 4 — содержание конденсата в газовой фазе пласта

Рис. IV.5. Распределение углеводородов С 54. при разработке залежи тп Ха- расавэйского месторождения. 21—27 1 — количество выпадающего в пласте конденсата; 2 — потенциальное содержание конденсата; 3 —суммарное извлечение конденсата: 4 — содержание конденсата в газовой фазе пласта

Как следует из рис. IV.6, при давлении в залежи 30,0 МПа (условия начала конденсации) температура выкипания 90 % конденсата равна 338 °C. При дальнейшем снижении давления температура выкипания 90 % конденсата изменится и будет

равна соответственно: 272, 246, 220, 206, 195 и 190 °C. Температура

Рис. IV.6. Фракционный состав конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях залежи пласта ТП2|—2г Харасавэйского месторождения

выкипания 50 % конденсата будет изменяться в пределах 150— 100° С, выход фракции дизельного топлива, выкипающей при температуре выше 150 °C,— в пределах 46—23 %.

Залежь пластов ТП15_16. Пластовое давление в залежи 21 МПа, температура 65 °C. На газоконденсатность залежь исследована в скв. 9. Молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1,47; 4,81; 1,25 и 0,50, или (в г/м3): 69, 60, 24 и 12.

При давлении сепарации 4,9 МПа и температуре —5 °C в 1 м3 сырого конденсата растворено 80 м3 газа, а на 1 т стабильного конденсата приходится 144 м3 газа дегазации.

Плотность конденсата равна 0,7766 г/см3, молекулярная масса 113.

Начало кипения,°C 65

Отгон при температуре, °C: 10 % 84

50 %142

90%297

Конец кипения,°C337

Групповой углеводородный табл. IV.16.

Объемные доли, %: отгона 98

остатка 1,5

Массовая доля, %: серы0,004

парафинов0,040

Температура застывания, °C —42°С

состав конденсата приведен в

Рис. IV.7. Распределение углеводородов Cs^. при разработке залежи ТПю—16 Хара- савэйского месторождения.1—4 — см, рис. IV.5Рис. IV.7. Распределение углеводородов Cs^. при разработке залежи ТПю—16 Хара- савэйского месторождения.1—4 — см, рис. IV.5

Рис. IV.7. Распределение углеводородов Cs^. при разработке залежи ТПю—16 Хара- савэйского месторождения.

1—4 — см, рис. IV.5

Рис. IV.7. Распределение углеводородов Cs^. при разработке залежи ТПю—16 Хара- савэйского месторождения.

1—4 — см, рис. IV.5

ТАБЛИЦА IV.16

Температурные пределы отбора фракций,

Массовая доля выхода фракций, .%

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых \

метановых

До 60

4 5,08

5,08

60—95

25,47

10,35

30,93

58,72

95-122

11,55

17,40

29,74

52,86

122-150

' 12,58

18,27

19,62

62,11

150—200

15,52

20,72

2,00

77,28

НК-200

70,20

14,49

19,63

65,88

Фракция нормальных алканов в конденсатах составляет 47 %, в том числе: С6 — 2,5; С7 — 5,9; С8 — 6,3; С9 — 5,3; Сю — 4,4; Си — 4,2; Сю—-3,6; Сю— 2,2; Сю—1,7; Сю—1,2; Сю — 0,9; С17 — 0,7; Сю— 0,3; С20— 0,3; С21— 0,1.

Нафтеновые углеводороды представлены в основном циклогексаном и его замещенными, ароматические — замещенными и дизамещенными бензола.

Термодинамические исследования (рис. IV.7) показали, что давление начала конденсации ниже пластового. Давление макси-

мальной конденсации пластового флюида по насыщенному конденсату равно 10,5 МПа. К этому периоду разработки количество конденсата, перешедшее в жидкую фазу в пласте, достигает 25 % от начальных запасов. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе в этот момент составит 44 г/м3, коэффициент конденсатоотдачи при давлении 0,1 МПа — 0,697.

Изменение фракционного состава конденсата при различных пластовых давлениях в залежи показано на рис. IV.8. При начальном пластовом давлении, равном 25,3 МПа, 90 % конденсата выкипает при температуре

Рис. IV.8. Фракционный состав конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях залежи пласта ТП15—16 Харасавэйского месторождения

320 °C. При снижении давления в залежи до 20,0 МПа температура выкипания этого конденсата снижается до 280 °C. Температура выкипания 50 % конденсата в том же диапазоне давлений изменяется в пределах 123—103 °C, выход фракции дизельного топлива с температурой кипения выше 150 °C — в пределах 40—30 %.

Залежь пластов ТП13_14. Пластовое давление в залежи 21 МПа, температура 68 °C. На газоконденсатность залежь исследована в скв. 18. Молярная доля углеводородов Cs+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1,05; 5,13; 1,08 и 0,73, или (в г/м3): 48, 65,,20 и 17. Содержание углекислого газа в пластовом газе 0,18 %, азота — 0,31 %.

Выход сырого конденсата при давлении сепарации 4,0 МПа и температуре—18 °C составляет 45 см3/м3, стабильного — 39 см3/м3. Из 1 м3 сырого конденсата выделяется 57 м3 газа, на 1 м3 стабильного конденсата приходится 62 м3, а на 1 т 89 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7309 г/см3, молекулярная масса 107.

123

Начало кипения, °C: 42Отгон при температуре, °C10 % 6650%12390 %255Конец кипения, °C337Объемная доля отгона, % . . 100Начало кипения, °C: 42Отгон при температуре, °C10 % 6650%12390 %255Конец кипения, °C337Объемная доля отгона, % . . 100Массовая доля, %: серы 0,0132парафинов • . . • . .0,0014Вязкость, м2/с: при 20 °C10~40,88при 0 °C10—4 • 1,12Температура застывания, СС —50Массовая доля, %: серы 0,0132парафинов • . . • . .0,0014Вязкость, м2/с: при 20 °C10~40,88при 0 °C10—4 • 1,12Температура застывания, СС —50Пластовое давление, МПаПластовое давление, МПаРис. IV.9. Распределение углеводородов с ^ при разработке пласта ТП 1з_] 4Харасавэйского месторождения.1—4 — см. рис. IV.5Рис. IV.9. Распределение углеводородов с ^ при разработке пласта ТП 1з_] 4Харасавэйского месторождения.1—4 — см. рис. IV.5

Начало кипения, °C: 42

Отгон при температуре, °C

10 % 66

50%123

90 %255

Конец кипения, °C337

Объемная доля отгона, % . . 100

Начало кипения, °C: 42

Отгон при температуре, °C

10 % 66

50%123

90 %255

Конец кипения, °C337

Объемная доля отгона, % . . 100

Массовая доля, %: серы 0,0132

парафинов • . . • . .0,0014

Вязкость, м2/с: при 20 °C10~40,88

при 0 °C10—4 • 1,12

Температура застывания, СС —50

Массовая доля, %: серы 0,0132

парафинов • . . • . .0,0014

Вязкость, м2/с: при 20 °C10~40,88

при 0 °C10—4 • 1,12

Температура застывания, СС —50

Пластовое давление, МПа

Пластовое давление, МПа

Рис. IV.9. Распределение углеводородов с ^ при разработке пласта ТП 1з_] 4Харасавэйского месторождения.

1—4 — см. рис. IV.5

Рис. IV.9. Распределение углеводородов с ^ при разработке пласта ТП 1з_] 4Харасавэйского месторождения.

1—4 — см. рис. IV.5

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.17.

ТАБЛИЦА IV.17

Температурный предел отбора фракций,

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

9,22

60-95

21,01

5,18

17,07

77,75

95-122

24,57

8,40

17,40

74,20

122—150

12,25

7,56

12,02

80,42

150—200

12,79

9,24

4,06

86,70

НК-200

79,84

6,59

11,70

81,71

Термодинамические исследования (рис. IV.9) показали, что давление начала конденсации ниже пластового на 0,7 МПа. Давление максимальной конденсации равно 10,0 МПа. Согласно распределению конденсата в залежи пластов ТП13—14 его потенциальное

содержание при снижении пластового давления уменьшается равномерно до 31 г/м3 при давлении 2,5 МПа. При этом давлении из пласта будет извлечено 30 г конденсата на 1 м3 газа. Содержание конденсата в газовой фазе пласта составит 11 г/м3. Коэффициент конденсатоотдачи на данном этапе разработки составит 0,86.

При падении давления в залежи до 0,1 МПа конденсатоотдача составит 0,87.

Залежь пласта ТП12. Пластовое давление в залежи 20,5 МПа, температура 65 °C. На газоконден- сатность залежь исследована в скв. 6. Молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1,26; 3,63; 1,13 и 0,65, или (в г/м3): 57, 46, 21 и 16. Углекислого газа в пластовом газе содержится 0,27 %, азота — 0,01 %.

Плотность конденсата равна 0,7321 г/см3, молекулярная масса 111.

ТАБЛИЦА IV. 18

Температурный предел отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

2,61

100,00

60-95

16,25

2,30

24,91

72.79

95—122

25,89

6,00

27,26

66,74

122-150

14,81

8,19

11,94

79,87

150—200

16,06

8,58

1,47

90,00

НК—200

75,62

5,95

17,04

77,01

Начало кипения, °C 7JОтгон при температуре, °C: 10% 8750% 13490%247Конец кипения, °C310Объемная доля, %: отгона98,5Начало кипения, °C 7JОтгон при температуре, °C: 10% 8750% 13490%247Конец кипения, °C310Объемная доля, %: отгона98,5остатка. . .0,5Массовая доля серы, %0,014Вязкость, м2/с:при 20 °C10—4 1,00при 0 °C ...... 10“4 • 1,30Температура застывания, °C -47остатка. . .0,5Массовая доля серы, %0,014Вязкость, м2/с:при 20 °C10—4 1,00при 0 °C ...... 10“4 • 1,30Температура застывания, °C -47Групповой углеводородный табл. IV.18.Групповой углеводородный табл. IV.18.состав конденсата приведен всостав конденсата приведен в

Начало кипения, °C 7J

Отгон при температуре, °C: 10% 87

50% 134

90%247

Конец кипения, °C310

Объемная доля, %: отгона98,5

Начало кипения, °C 7J

Отгон при температуре, °C: 10% 87

50% 134

90%247

Конец кипения, °C310

Объемная доля, %: отгона98,5

остатка. . .0,5

Массовая доля серы, %0,014

Вязкость, м2/с:

при 20 °C10—4 1,00

при 0 °C ...... 10“4 • 1,30

Температура застывания, °C -47

остатка. . .0,5

Массовая доля серы, %0,014

Вязкость, м2/с:

при 20 °C10—4 1,00

при 0 °C ...... 10“4 • 1,30

Температура застывания, °C -47

Групповой углеводородный табл. IV.18.

Групповой углеводородный табл. IV.18.

состав конденсата приведен в

состав конденсата приведен в

Термодинамические исследования показали, что пластовая система насыщена конденсатом, давление максимальной конденсации равно 9,0 МПа, коэффициент конденсатоотдачи при остаточном давлении в залежи 0,1 МПа составляет 0,77.

Температура выкипания 90 % конденсата, добываемого при начальном пластовом давлении 21,0 МПа, равна 281 °C, при давлении 14,0 МПа снижается до 198 °C, при 10,0 и 5,0 МПа — до 188 °C. Температура выкипания 50 °/о конденсата при снижении давления в залежи от начального до 5,0 МПа изменяется в пределах 40—8 %.

Залежь пласта ТПи. Пластовое давление в залежи 20,5 МПа, температура 65 °C. На газоконденсатность залежь изучена в скв. 18. Молярная доля С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в °/о): 0,92; 5,13; 1,08 и 0,71, или (в г/м3): 41, 65, 20 и 18. Углекислого газа в пластовом газе содержится 0,82 %, азота — 0,07 %.

При давлении сепарации 4,3 МПа и температуре—18 °C выход насыщенного конденсата равен 39 см3/м3, стабильного — 32 см3/м3. В 1 м3 насыщенного конденсата растворено 119 м3 газа, а на 1 т стабильного конденсата приходится 80 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7238 г/см3, молекулярная масса 106.

Фракционный состав

Начало кипения, °C 63Объемная доля, %:

Отгон при температуре, °C:отгона 99

10 % 83остатка 0,5

50 %135Массовая доля, %:

90 % 255серы0,010

Конец кипения.ЭС310парафиновСледы

Температура застывания, °C . . —53

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.19.

ТАБЛИЦА IV.19

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

|метановых

До 60

3,19

100,00

60—95

19,40

3,45

31,86

64,69

95—122

22,54

5,40

37,84

56,76

122-150

16,35

9,45

25,81

64,74

150—200

15,51

8,53

13,72

77,75

НК—200

76,99

6,19

27,35

66,46

Термодинамические исследования показали, что в пластовых условиях давление начала конденсации ниже пластового на 0,6 МПа. Давление максимальной конденсации равно 12,0 МПа, пластовые потери конденсата в процессе разработки будут незначительными и конденсатоотдача при давлении в залежи 0,1 МПа будет равной 0,97.

Залежь пласта ТПд. Плотность конденсата равна 0,7665 г/см3, молекулярная масса 132.

Фракционный состав

Начало кипения, °C109Начало кипения, °C109Отгон при температуре, °C: 10%14650 % 19090 %265Конец кипения, °C300Объемная доля, %: отгона 99Отгон при температуре, °C: 10%14650 % 19090 %265Конец кипения, °C300Объемная доля, %: отгона 99потерь 1

Начало кипения, °C109

Начало кипения, °C109

Отгон при температуре, °C: 10%146

50 % 190

90 %265

Конец кипения, °C300

Объемная доля, %: отгона 99

Отгон при температуре, °C: 10%146

50 % 190

90 %265

Конец кипения, °C300

Объемная доля, %: отгона 99

Массовая доля, %:

серы 0,0158

парафиновОтсутствуют

Вязкость, м2/с:

при 20 °C10-4 • 1,62

при 0 °C10~4 • 2,31

Температура застывания,

°C —63

Групповой углеводородный состав конденсатов приведен в табл. IV.20.

ТАБЛИЦА IV.20

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

0,55

100,00

60—95

3,32

2,3

1,02

2,22

95-122

9,90

3,0

3,12

6,48

122-150

14,2

6,3

3,61

9,70

150-200

28,77

7,75

1,33

25,21

НК—200

56,80

6,17

16,0

77,83

Таким образом, по групповому углеводородному составу конденсаты рассматриваемой залежи относятся к метановому типу. Во фракции метановых на долю углеводородов нормального строения приходится 42 %. Нормальные алканы представлены рядом 126

C6—Ci2. Причем в ряде нормальных алканов преобладает легкая фракция С6—С8, которая составляет 72%. Нафтеновые углеводороды представлены циклогексаном, ароматические — бензолом.

Залежь пластов ТП1-5. Пластовое давление в залежи 15,8 МПа, температура 51 °C. На газоконденсатность залежь исследована в скв. 5, 4 и 12. Молярная доля С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %) : 0,07; 2,59; 0,12 и 0,41, или .(в г/м3): 2,5; 32; 25 и 10. Содержание углекислого газа в пластовом газе равно 0,18%, азота — 0,31 %.

Выход сырого конденсата при давлении сепарации 4,4 МПа и температуре — 9 °C равен 0,9 см3/м3, стабильного — 0,8 см3/м3. В 1 м3 сырого конденсата содержится 37 м3 газа, в 1 м3 стабильного— 44 м3, а на 1 т .стабильного конденсата приходится 57 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7770 г/см3, молекулярная масса 117.

Фракционный состав

Начало кипения, °C 86Отгон при температуре, °C: 10%11150%14790 %224Конец кипения, °C285Объемная доля, %:отгона •••....... 99Начало кипения, °C 86Отгон при температуре, °C: 10%11150%14790 %224Конец кипения, °C285Объемная доля, %:отгона •••....... 99остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,038парафинов 0,001Вязкость, м2/с: при 20 °C10"*. 1,106при 0°СЮ”4 • 1,485Температура застывания, °C —80остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,038парафинов 0,001Вязкость, м2/с: при 20 °C10"*. 1,106при 0°СЮ”4 • 1,485Температура застывания, °C —80

Начало кипения, °C 86

Отгон при температуре, °C: 10%111

50%147

90 %224

Конец кипения, °C285

Объемная доля, %:

отгона •••....... 99

Начало кипения, °C 86

Отгон при температуре, °C: 10%111

50%147

90 %224

Конец кипения, °C285

Объемная доля, %:

отгона •••....... 99

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,038

парафинов 0,001

Вязкость, м2/с: при 20 °C10"*. 1,106

при 0°СЮ”4 • 1,485

Температура застывания, °C —80

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,038

парафинов 0,001

Вязкость, м2/с: при 20 °C10"*. 1,106

при 0°СЮ”4 • 1,485

Температура застывания, °C —80

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.21.

ТАБЛИЦА IV.21

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

| метановых

До 60

7,66

100,00

60-95

2,22

1,15

41,52

57,33

95-122

37,98

1,20

55,33

43,47

122-150

16,20

1,89

52,98

45,13

150—200

23,63

2,37

50,77

46,86

НК—200

87,69

1,54

48,48

49,98

Видим, что конденсат залежи пластов ТП1_5 относится к типу метаново-нафтеновых. Ряд нормальных алканов в конденсатах представлен углеводородами С5— Си. Причем сумма компонентов С5_8 достигает 84%. Состав ряда нормальных алканов (в %): С5—0,4; С6—1,3; С7—7,1; С8—14,6; С9—3,1; С10—0,3; Си—1,1.

Из сказанного видно, насколько велика разница в потенциальных содержаниях конденсата залежей апта и готерив-баррема: в первых их содержание составляет 2,5 г/м3, во вторых—151 г/м3. При сравнительно небольшой разнице в глубинах залегания 127

указанных залежей (1500—2300 м) содержание конденсата в готе- рив-барремских залежах в 60 раз выше, чем в залежах апта. Естественно, что столь большое различие в содержании конденсатов нельзя объяснить только термобарическими условиями нахождения залежей, хотя они и являются определяющими.

Значительное влияние на содержание конденсата в залежи оказывает и групповой углеводородный состав конденсатов. Из приведенных данных видно, что для конденсатов готерив-барремских залежей характерно относительно низкое содержание нафтеновых углеводородов (порядка 20%), тогда как в конденсатах залежей аптских отложений на долю нафтеновых углеводородов приходится 50 %. Следует также отметить резкую разницу в содержании ароматических углеводородов. Если в первом случае содержание ароматических углеводородов достигает 18%, то во втором — они практически отсутствуют. Причем вверх по разрезу происходят не только количественные, но и структурные изменения всех классов углеводородов.

Как показали результаты структурных исследований, вверх по разрезу ароматические углеводороды облегчились, нафтеновые же углеводороды наряду с резким возрастанием в количественном отношении приобрели более сложное строение. Так, если в залежах ТП21-22 (готерив-баррем) нафтеновые углеводороды представлены циклогексаном и его замещенными, то в верхней залежи пласта ТП1-2 (апт) присутствуют преимущественно конденсированные нафтены, которые фиксируются на спектрах ЯМР резким уменьшением интенсивности сигнала группы СНг (по сравнению с сигналом СН3 группы).

Данные хроматографических исследований свидетельствуют о том, что вверх по разрезу происходит сокращение ряда нормальных алканов от С20 до Си. Причем сумма соединений С5-8 в нижних рядах составляет до 50 % от общего содержания нормальных алканов, а в верхних увеличивается до 84 %:

Выявленные изменения группового углеводородного состава конденсатов объясняются изменением термобарических условий нахождения залежей. Наличие жестких условий (превышение пластового давления над гидростатическим) определили повышенную растворимость ароматических углеводородов в нижних залежах.

Поэтому в нижних залежах растворились нормальные алканы значительной протяженности гомологического ряда. Вверх по разрезу произошло изменение баланса углеводородного состава конденсатов за счет увеличения доли метаново-нафтеновых углеводородов. При этом уменьшилось количество высокомолекулярных алканов. Произошло это, на наш взгляд, в результате параллельного влияния процессов растворимости и сорбции при миграции углеводородов. В верхней части разреза доля низкомолекулярных алканов, обладающих высокой способностью растворять углеводородные соединения других классов, в частности, нафтеновых углеводородов, увеличилась. Одновременно с изменением группового углеводородного состава конденсатов изменение термодинамической 128

обстановки верхних залежей (резкое снижение температуры и давления) резко повлияло на процесс растворимости жидких углеводородов в залежах.

Бованенковское месторождение

Это месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, расположенному в сводовой части Нурминского меж- вала. В разрезе выявлено одиннадцать газоконденсатных залежей. Результаты исследования изученных десяти залежей ТП20, ТП18, ТП13-14, ТП12, ТПц, ТПю, ТП9, ТП8, ТП1-з и ПКю приведены ниже.

Залежь пласта ТП20. Пластовое давление в залежи 21,1 МПа, температура 69 °C. На газоконденсатность изучена в скв. 57. Молярная доля С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1,83; 5,81; 1,94 и 0,73, или (в г/м3): 74, 75, 37 и 18.

При давлении сепарации 5,0 МПа и температуре —5 °C выход насыщенного конденсата составил 135 см3/м3, стабильного — 100 см3/м3. В 1 м3 сырого конденсата растворено 84 м3 газа или на 1 т стабильной жидкости приходится 164 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7350 г/см3, молекулярная масса 97.

Фракционный состав

Начало кипения,°C58Отгон при температуре, °C: 10 % 8550 %122Начало кипения,°C58Отгон при температуре, °C: 10 % 8550 %122Конец кипения, °C297Объемные доли, %: отгона 97,5остатка 1Конец кипения, °C297Объемные доли, %: отгона 97,5остатка 1

Начало кипения,°C58

Отгон при температуре, °C: 10 % 85

50 %122

Начало кипения,°C58

Отгон при температуре, °C: 10 % 85

50 %122

Конец кипения, °C297

Объемные доли, %: отгона 97,5

остатка 1

Конец кипения, °C297

Объемные доли, %: отгона 97,5

остатка 1

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл.

IV.22.

ТАБЛИЦА IV.22

Температурные пределы отбора фракций.

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических |

нафтеновых

метановых

До 60

8,79

100,00

60—95

25,57

7,20

5,99

69,39

95—122

25,09

15,25

8,49

50,91

122—150

14,43

24,05

3,40

52,39

150—200

12,27

20,73

0,75

73,16

200—250

8,39

19,92

0,52

73,93

250—300

3,58

19,85

80,15

НК—300

98,12

14,33

19,52

|66,15

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами С5— Сю. Относительное распределение их в ряду следующее (в %): С5 — 7,36; С6 —6,93; С7 — 5,19; С8 —4,50; С9 — 3,76; Сю —2,19; Сц —1,57; Сю— 1,03; Сю — 0,84; Си — 0,66; Сю — 0,42; Ci6 — 0,29; Сю — 0,20. Доля углеводородов С5-8 составляет 53 %.

5 з-юз 129

Залежь пласта ТП18. Пластовое давление в залежи 20,3 МПа, температура 67 °C. На газоконденсатность изучена в скв. 56. Молярная доля Cs+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1,93; 5,40; 1,76 и 0,65, или (в г/см3): 73,70, 33 и 16.

При давлении сепарации 4,2 МПа и температуре—19 °C выход сырого конденсата составляет 142 см3/м3, стабильного — 98 см3/м3. В 1 м3 сырого конденсата растворено 86 м3 газа, а на 1 т стабильного конденсата приходится 181 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7287 г/см3, молекулярная масса 90.

Фракционный состав

Массовая доля, %: серы•парафинов Температура застывания, °CВязкость, м2/с:при 20 °Cпри 0 °C Массовая доля, %: серы•парафинов Температура застывания, °CВязкость, м2/с:при 20 °Cпри 0 °C 0,0090,024Ниже —6010-4 • 0,681Ю-4 • 0,8400,0090,024Ниже —6010-4 • 0,681Ю-4 • 0,840Начало кипения, °C45

Массовая доля, %: серы•

парафинов

Температура застывания, °C

Вязкость, м2/с:

при 20 °C

при 0 °C

Массовая доля, %: серы•

парафинов

Температура застывания, °C

Вязкость, м2/с:

при 20 °C

при 0 °C

0,009

0,024

Ниже —60

10-4 • 0,681

Ю-4 • 0,840

0,009

0,024

Ниже —60

10-4 • 0,681

Ю-4 • 0,840

Отгон при температуре, °C: 10 % 61

50%115

90 %236

Конец кипения, °C285

Объемные доли, %: отгона 94

остатка 1

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.23.

ТАБЛИЦА IV.23

Температурные пределы отбора фракций,

Массовая доля выхода фракций,

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

10,52

60-95

28,47

7,20

26,04

66,76

95-122

21,24

15,25

40,09

44,66

122—150

12,39

23,40

23,71

52,89

150—200

14,95

20,02

11,94

68,04

200—250

10,71

17,59

10,00

72,41

НК—250

98,28

13,29

22,10

64,61

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами Cs—Ci7 с максимумом на С5. Сумма С5_8 составляет 64%. Относительное распределение углеводородов в ряду следующее (в %): С5 — 6,77; С6 —6,40; С7 —5,42; С8 — 4,41; С9 —3,50; (% — 2,49; Сц — 1,96; С12—1,36; С1з — 0,93; См — 0,53; Ci5 — 0,38; Ci6 — 0,20; С17 —0,19.

Термодинамические исследования показали, что давление начала конденсации составило 19,7 МПа, давление максимальной конденсации — 6,2 МПа, коэффициент конденсатоотдачи — 0,85.

Изменение фракционного состава конденсата при различных пластовых давлениях приведено на рис. IV. 10. Температура выкипания 90% конденсата при начальном пластовом давлении в залежи 20,7 МПа равна 200 °C. При снижении давления до 15,0; 10,0 и 5,0 МПа, значение последней составит соответственно 173, 130

Рис. IV.10. Фракционный состав конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях залежи пласта ТП18 Бованенковского месторождения

160 и 152 °C. Температура выкипания 50% конденсата изменится от 103 до 85 °C.

Выход фракции дизельного топлива, выкипающей свыше 150 °C, при давлении в залежи 20,7 МПа равен 27%, при давлениях 15,0; 10,0 и 5,0 МПа соответственно 17, 12 и 8 %.

Залежь пластов ТП1з_14. Пластовое давление 17,8 МПа, температура 56 °C. Исследована залежь в скв. 55. В составе пластового газа молярная доля углеводородов С5+, С2, С3 и С4 соответственно составляет (в %): 1,51; 4,76; 1,63 и 0,71, или (в г/м3): 62, 61, 31 и 17. Концентрация углекислого газа равна 0,46%, азота — 0,09 %.

При давлении сепарации 4,8 МПа и температуре —2 °C выход насыщенного конденсата равен 100 см3/м3, стабильного—72 см3/м3. В 1 м3 насыщенного конденсата растворено 98 м3 газа, а на 1 т стабильного конденсата приходится 200 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7192 г/см3, молекулярная масса 101.

Фракционный состав

Начало кипения, °C 50 Конец кипения, °C231

Отгон при температуре, °C:Объемные доли, %:

10 % 69отгона 99

50%НОостатка 0,5

90 %180

5*5*131

5*

5*

Молярная доля, % у - ■ - ■ - серы . ; 0,005 парафинов СледыМолярная доля, % у - ■ - ■ - серы . ; 0,005 парафинов СледыВязкость, м2/с: при 20 °C10—4 . о,68при 0 °C10"4 . 0,80Вязкость, м2/с: при 20 °C10—4 . о,68при 0 °C10"4 . 0,80

Молярная доля, % у - ■ - ■ - серы . ; 0,005 парафинов Следы

Молярная доля, % у - ■ - ■ - серы . ; 0,005 парафинов Следы

Вязкость, м2/с: при 20 °C10—4 . о,68

при 0 °C10"4 . 0,80

Вязкость, м2/с: при 20 °C10—4 . о,68

при 0 °C10"4 . 0,80

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.24.

ТАБЛИЦА IV,24

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

7,61

100,00

60—95

32,29

5,76

28,28

65,97

95—122

27,55

13,80

29,31

56,89

122—150

10,55

20,16

17,56

62,28

150—200

12,96

19,31

8,07

72,62

НК-200

90,96

11,00

22,00

67,00

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами С5 — С-15. Сумма С5-8 составляет 73 %. Распределение углеводородов следующие (в %): С5 — 5,5; С6 — 6,0; С7 — 7,5; С8 — 5,9; С9 — 3,4; Сю —2,5; Си —1,5; С,2 — 0,9; С13 — 0,4; Си — 0,3; Сю — 0,3. Нафтеновые углеводороды в основном простого строения, ароматические представлены бензолом и его замещаемыми.

Исследования по фазовому поведению пластового газа со снижением пластового давления показали, что давление начала конденсации равно 162 МПа (при начальном пластовом давлении в залежи 17,6 МПа), а давление максимальной конденсации — 8,0 МПа. Согласно распределению конденсата залежи ТП^-н (рис. IV.11), его потенциальное содержание монотонно уменьшается до 47 г/м3 при давлении в залежи 7,0 МПа (кривая 2). При этом давлении из пласта будет извлечено 32 г/м3 конденсата, а в газовой фазе пласта будет содержаться 19 г/м3 конденсата. Коэффициент конденсатоотдачи при остаточном давлении в залежи 0,1 МПа составит 0,87.

Из рис. IV. 12 видим, что по мере падения давления в залежи 90 % конденсата, отобранного при начальном пластовом давлении в залежи 17,6 МПа, выкипает при температуре 24 °C, при давлении 12,0 МПа температура выкипания конденсата снизится до 180 °C, при пластовом давлении 7,0 МПа она составит 158 °C. Температура 50 % конденсата в рассматриваемом диапазоне давлений изменится в пределах 102—83 °C, выход фракции дизельного топлива (> 150 °C) изменится в пределах 21—2 %.

Залежь пласта ТП12. Пластовое давление в залежи — 17,5 МПа, температура 54 °C. Исследована залежь в скв. 55. Молярная доля углеводородов Cs+i, этана, пропана и бутанов в пластовом газе соответственно равна (в %): 1,48; 4,83; 1,81 и 0,73, или (в г/м3): 60, 62, 34 и 18. Молярная доля углекислого газа и азота в пластовом газе соответственно составляет (в %): 0,63 и 0,21.

Рис. IV. 12. Фракционный состав конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях залежи пласта ТП1314 Бованенковского месторожденияРис. IV. 12. Фракционный состав конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях залежи пласта ТП1314 Бованенковского месторожденияНачало кипения 43Отгон при температуре; °C:' 10%.. . . 6550 % ........... 10490 % ...... . 182Конец кипения, °C .... • 236Начало кипения 43Отгон при температуре; °C:' 10%.. . . 6550 % ........... 10490 % ...... . 182Конец кипения, °C .... • 236Объемная доля', %::отгона’ ’. ’. . '. '. . *.’ 99остатка *. ....... 11Массовая ’ доля, ’ %: серы ’.'.'.’ 0,0074Температура застывания, 11РС .'.’.'. \’. Ниже —70Объемная доля', %::отгона’ ’. ’. . '. '. . *.’ 99остатка *. ....... 11Массовая ’ доля, ’ %: серы ’.'.'.’ 0,0074Температура застывания, 11РС .'.’.'. \’. Ниже —70

Рис. IV. 12. Фракционный состав конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях залежи пласта ТП1314 Бованенковского месторождения

Рис. IV. 12. Фракционный состав конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях залежи пласта ТП1314 Бованенковского месторождения

Начало кипения 43

Отгон при температуре; °C:' 10%.. . . 65

50 % ........... 104

90 % ...... . 182

Конец кипения, °C .... • 236

Начало кипения 43

Отгон при температуре; °C:' 10%.. . . 65

50 % ........... 104

90 % ...... . 182

Конец кипения, °C .... • 236

Объемная доля', %::

отгона’ ’. ’. . '. '. . *.’ 99

остатка *. ....... 11

Массовая ’ доля, ’ %: серы ’.'.'.’ 0,0074

Температура застывания, 11

РС .'.’.'. \’. Ниже —70

Объемная доля', %::

отгона’ ’. ’. . '. '. . *.’ 99

остатка *. ....... 11

Массовая ’ доля, ’ %: серы ’.'.'.’ 0,0074

Температура застывания, 11

РС .'.’.'. \’. Ниже —70

Рис. IV. И. Распределение углеводородов С^при разработке залежи ТП1з_14 Бованенковского месторождения.

1—4 — см. рис. IV.5

При давлении сепарации 5,2 МПа и температуре —6 °C выход сырого конденсата равен 107 см3/м3, стабильного — 71 см3/м3. В 1 м3 насыщенного конденсата растворено ПО м3 газа, а на 1 т стабильного конденсата приходится 218 м3 газа. ■

Плотность конденсата 0,7297 г/см3, молекулярная масса 99.

Фракционный состав

Групповой углеводородный состав приведен в табл. IV.25.

ТАБЛИЦА IV.25

Температурные пределы отбора фракций.

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

9,58

100,00

60—95

29,88

5,76

29,69

65,56

95—122

26,34

14,40

38,52

47,08

122—150

13,25

23,94

28,53

47,54

150-200

12,24

24,21

18,95

56,84

НК—200

91,29

12,75

27,52

59,73

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами С5—С15. Сумма С5—С8 равна 88%. Распределение углеводородов следующее (в %): С5—7,2; С6 — 7,2; С7 — 5,61; С8 — 2,8; С9 — 1,1; С10 — 0,7; Си —0,4; С12 — 0,4; С,3 — 0,2; С,4 —0,1; С15 — 0,1. Нафтеновые углеводороды простого строения. Ароматические углеводороды легкие и представлены бензолом и ди-, тризамещенными бензола.

При исследовании рекомбинированной пробы установлено, что давление начала конденсации равно 16,4 МПа (при первоначальном пластовом давлении в залежи 17,4 МПа), а давление максимальной конденсации — 7,8 МПа. Содержание конденсата в добываемом газе будет уменьшаться до 42 г/м3. При пластовом давлении 7,2 МПа количество конденсата в остаточных запасах газа на этой стадии разработки составит 17 г/м3. Коэффициент конденсато- отдачи на конечной стадии разработки при падении давления в залежи до 0,1 МПа равен 0,85, а при падении до 3,0 МПа — 0,82.

Залежь пласта ТПц. Пластовое давление в залежи 17,1 МПа, температура 52 °C. На газоконденсатность залежь исследована в скв. 55. В составе пластового газа молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 1,40; 4,99, 1,58 и 0,80, или (в г/м3): 53, 54, 32 и 16. Молярная доля углекислого газа в пластовом газе 1,18 %, азота 0,16 %. При давлении сепарации 4,8 МПа и температуре—16 °C выход насыщенного конденсата равен 97 см3/м3, стабильного — 69 см3/м3. В 1 м3 насыщенного конденсата растворено 107 м3 газа, а на 1 т стабильного конденсата приходится 220 м3 газа.

Плотность конденсата 0,7363 г/см3, молекулярная масса 98.

остатка Массовая доля, %: серы .Вязкость, м2/с: при 20 °C при 0 °Cостатка Массовая доля, %: серы .Вязкость, м2/с: при 20 °C при 0 °C10,010310—4 • 0,73110~4.0,91910,010310—4 • 0,73110~4.0,919Фракционный состав

остатка

Массовая доля, %: серы .

Вязкость, м2/с: при 20 °C при 0 °C

остатка

Массовая доля, %: серы .

Вязкость, м2/с: при 20 °C при 0 °C

1

0,0103

10—4 • 0,731

10~4.0,919

1

0,0103

10—4 • 0,731

10~4.0,919

Начало кипения, °C 35

Отгон при температуре, °C: 10 % 62

50 %Ю7

90 % 197

Конец кипения, °C258

Объемная доля, % отгона 99

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.26. ТАБЛИЦА IV.26

Температурные пределы отбора фракций,

Массовая доля выхода фракций,

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

5,49

100,00

60—95

33,93

6,33

35,13

58,54

95—122

28,82

16,80

44,10

39,10

122—150

12,61

27,09

33,54

39,37

150—200

10,48

' 28,32

26,88

44,80

НК—200

91,33

14,65

34,69

50,66

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами С5—Сц. Их распределение внутри ряда соответственно следующее (в %): С5 —8,7; С6 —4,8; С7 — 0,9; С8 — 0,9; С9 — 1,1; Сю — 0,47; Сн — 0,1. Сумма С5 — С8 составляет 88 %.

Состав нафтеновых и ароматических углеводородов аналогичен составу рассмотренных конденсатов месторождения.

Термодинамические исследования показали, что залежь недо насыщена конденсатом. Давление начала конденсации пластового флюида равно 15,6 МПа при давлении в залежи 17,1 МПа. Давление максимальной конденсации составляет 7,5 МПа. Потен

циальное содержание конденсата равномерно уменьшается со снижением пластового давления. При давлении в залежи 8,5 МПа оно будет равно 47 г/м3 вместо 56 г/м3 начальной величины. В составе газа из пласта к этому моменту будет извлечено 26 г/м3 конденсата, в остаточных запасах газа конденсата останется 23 г/м3. Коэффициент конденсатоотдачи при давлении в залежи до 3,0 МПа составит 0,89, при давлении в залежи 0,1 МПа — 0,9.

Фракционный состав конденсата в процессе разработки залежи по мере падения в ней давления существенно изменится. Так, температура кипения 90 % конденсата при начальном пластовом давлении 17,1 МПа соответствует 253 °C, при давлении 14,0 МПа будет 208 °C, при 8,0 МПа —190 °C. Температура выкипания 50 % конденсата при этом изменится от 106 до 85 °C, выход фракции дизельного топлива, выкипающей при температуре выше 150 °C, будет в пределах 20—10%.

Залежь пласта ТП!0. Пластовое давление в залежи 15,4 МПа, температура 51 °C. На газоконденсатность залежь исследована в скв. 56. При давлении сепарации 3,0 МПа и температуре—23 °C выход конденсата составил 2,6 г/м3.

Плотность его 0,7452 г/см3, молекулярная масса 97.

составсоставпри 20 °C10^4• 0,84при 0 °C 10-4• 1,07135при 20 °C10^4• 0,84при 0 °C 10-4• 1,07135Фракционный

состав

состав

при 20 °C10^4• 0,84

при 0 °C 10-4• 1,07

135

при 20 °C10^4• 0,84

при 0 °C 10-4• 1,07

135

остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,01Температура застывания, °C Ниже —60Вязкость, м2/с:остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,01Температура застывания, °C Ниже —60Вязкость, м2/с:Начало кипения, °C 60

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,01

Температура застывания, °C Ниже —60

Вязкость, м2/с:

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,01

Температура застывания, °C Ниже —60

Вязкость, м2/с:

Отгон при температуре, °C: 10 % 80

50%115

90 % 186

Конец кипения, °C289

Объемная доля, %: отгона 98

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.27.

ТАБЛИЦА IV.27

Температурные пределы отбора фракций,

Массовая доля выходафрак ций,

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

1,85

100

60—95

20,58

1,20

32,54

66,26

95—122

45,93

1,22

59,23

39,55

122—150

14,74

1,30

51,31

47,39

150—200

10,35

3,58

37,33

59,09

200—250

6,44

11,97

43",43

44,60

НК—250

99,89

2,15

48,17

49,68

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами С5—Си. Их распределение соответственно следующее (в %): С5 — 2,1; Сб — 1,7; С7 —4,4; С8 — 11,7; С9 — 1,9; Сю —0,7; Си —0,2.

Залежь пласта ТП9. Пластовое давление 15,2 МПа, температура 50 °C. На газоконденсатность залежь изучена в скв. 56. Выход конденсата 3 см3/м3.

Плотность его 0,8007 г/см3, молекулярная масса 125.

Фракционный состав

Начало кипения, °C .... . 118Отгон при температуре, °C:10 %13250 % . ...16890 %239Конец кипения,°C 299,Объемная доля, % : отгона ....99,0Групповой углеводородный в табл. IV.28.Начало кипения, °C .... . 118Отгон при температуре, °C:10 %13250 % . ...16890 %239Конец кипения,°C 299,Объемная доля, % : отгона ....99,0Групповой углеводородный в табл. IV.28.остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,009парафинов 0,006Температура застывания, °C Ниже —60Вязкость, м2/с:при 20 °C10—4 - 1,47при 0 °C10—*- 2,07состав конденсата приведеностатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,009парафинов 0,006Температура застывания, °C Ниже —60Вязкость, м2/с:при 20 °C10—4 - 1,47при 0 °C10—*- 2,07состав конденсата приведен

Начало кипения, °C .... . 118

Отгон при температуре, °C:

10 %132

50 % . ...168

90 %239

Конец кипения,°C 299,

Объемная доля, % : отгона ....99,0

Групповой углеводородный в табл. IV.28.

Начало кипения, °C .... . 118

Отгон при температуре, °C:

10 %132

50 % . ...168

90 %239

Конец кипения,°C 299,

Объемная доля, % : отгона ....99,0

Групповой углеводородный в табл. IV.28.

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,009

парафинов 0,006

Температура застывания, °C Ниже —60

Вязкость, м2/с:

при 20 °C10—4 - 1,47

при 0 °C10—*- 2,07

состав конденсата приведен

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,009

парафинов 0,006

Температура застывания, °C Ниже —60

Вязкость, м2/с:

при 20 °C10—4 - 1,47

при 0 °C10—*- 2,07

состав конденсата приведен

ТАБЛИЦА IV.28

Температурные пределы отбора фракций.

Массовая доля выхода фракций,

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

0,20

100,00

60—95

1,71

6,00

39,71

54,29

95—122

7,20

1,22

62,03

36,75

122—150

32,05

—

72,01

27,99

150—200

33,68

-

86,52

13,48

200—250

22,64

6,11

59,06

34,83

НК-300

97,48

1,61

72,57

25,82

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами., С7т— С9. Их распределение соответственно следующее (в -%): С7—2,70; Се —5,39; С9 —3,21.

136 ' ' ' ' — — — ' : г ■

Залежь пласта ТП8. Пластовое давление 15,1 МПа, температура 50 °C. На газоконденсатность залежь изучена в скв. 55. Молярная доля углеводородов Cs+, этана, пропана и бутанов в составе пластового газа соответственно равна (в %): 0,03; 2,72; 0,03 и 0,13, или (в г/м3): 1,4; 35; 0,5 и 3.

Плотность конденсата 0,7980 г/см3, молекулярная масса 131.

Начало кипения, °C .... . 98Начало кипения, °C .... . 98Фракционный составФракционный составОтгон при температуре, °C: 10 %12250 %16990 % .. 244Конец кипения, °C270Объемная доля, %: отгона 98Отгон при температуре, °C: 10 %12250 %16990 % .. 244Конец кипения, °C270Объемная доля, %: отгона 98остатка 1Массовая доля, %: серы 0,009Вязкость, м2/с: при 20 °C10~4. 1,622при 0 °C10”4 - 2,198остатка 1Массовая доля, %: серы 0,009Вязкость, м2/с: при 20 °C10~4. 1,622при 0 °C10”4 - 2,198

Начало кипения, °C .... . 98

Начало кипения, °C .... . 98

Фракционный состав

Фракционный состав

Отгон при температуре, °C: 10 %122

50 %169

90 % .. 244

Конец кипения, °C270

Объемная доля, %: отгона 98

Отгон при температуре, °C: 10 %122

50 %169

90 % .. 244

Конец кипения, °C270

Объемная доля, %: отгона 98

остатка 1

Массовая доля, %: серы 0,009

Вязкость, м2/с: при 20 °C10~4. 1,622

при 0 °C10”4 - 2,198

остатка 1

Массовая доля, %: серы 0,009

Вязкость, м2/с: при 20 °C10~4. 1,622

при 0 °C10”4 - 2,198

Групповой углеводородный состав приведен в табл. IV.29. Из этой таблицы видим, что конденсат пласта ТП8 по групповому углеводородному составу относится к нафтеновому типу. Ароматические углеводороды практически отсутствуют. ТАБЛИЦА IV.29

Температурные пределы отбора фракций,

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических |

нафтеновых |

| метановых

До 60

0,52

100,00

60—95

1,72

0,58

45,21

54,18

95—122

1,33

1,20

60,76

38,04

122—150

21,78

0,63

80,49

18,88

150—200

30,49

3,16

, ,82,31 .

14,53

НК—200

65,84

1,90

76,38 . .

21,72

Доля нормальных алканов также незначительна (7%). Ряд нормальных алканов представлен угеводородами С5—С7. Их распределение следующее (в %): С5—0,8; С6—4,4; С7—1,8.

Нафтеновые углеводороды представлены сложными конденси

рованными структурами.

Залежь пластов ТП1-3. Пластовое давление 14,8 МПа, температура 49 °C.■ •

Молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана, бутанов соответственно равна (в %): 0,014; 2,89; 0,05; 0,06, или (в г/м3): 0,65; 3,60; 0,92; 0,73.

Плотность конденсата 0,7880 г/см3/ молекулярная масса 112, Молярная доля углекислого газа 0,22 %, азота 0,42 %.

Фракционный состав

остатка .......1Массовая доля, %: серы . 0,005парафинов СледыВязкость, м2/с:остатка .......1Массовая доля, %: серы . 0,005парафинов СледыВязкость, м2/с:при 20 °C ...... 10~4 ■ 1,294 при 0 °C ..... . 10~4 . 1,725при 20 °C ...... 10~4 ■ 1,294 при 0 °C ..... . 10~4 . 1,725Начало кипения, °C 92

остатка .......1

Массовая доля, %: серы . 0,005

парафинов Следы

Вязкость, м2/с:

остатка .......1

Массовая доля, %: серы . 0,005

парафинов Следы

Вязкость, м2/с:

при 20 °C ...... 10~4 ■ 1,294 при 0 °C ..... . 10~4 . 1,725

при 20 °C ...... 10~4 ■ 1,294 при 0 °C ..... . 10~4 . 1,725

Отгон при температуре, °C: 10 %Ю7

50%•148

90 %227

Конец кипения,°C282

отгона 99отгона 99Объемная доля, %:

отгона 99

отгона 99

Групповой углеводородный состав конденсатов приведен в табл. IV.30.

ТАБЛИЦА IV.30

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

0,51

100,00

60-95

8,62

2,30

75,23

22,47

95—122

28,74

4,20

83,35

12,45

122—150

17,32

6,93

79,11

13,96

150-200

24,62

7,75

78,41

13,84

НК—200

79,81

5,68

79,48

14,86

Конденсат по групповому углеводородному составу относится к типу нафтеновых. Причем нафтеновые углеводороды, судя по данным инфракрасной спектроскопии, представлены сложными конденсированными структурами, ароматические углеводороды легкие. Представлены они бензолом и его замещенными.

Залежь пласта ПКю- Опробована в скв. 55. Плотность конденсата, отобранного при давлении сепарации 3,6 МПа и температуре —13 °C, составляет 0,8282 г/см3, молекулярная масса 156.

Фракционный состав

Начало кипения, °C . • . . . 170Отгон при температуре, °C:10 %17450 %20990%252Конец кипения, °C281Объемная доля, %: отгона 99Начало кипения, °C . • . . . 170Отгон при температуре, °C:10 %17450 %20990%252Конец кипения, °C281Объемная доля, %: отгона 99остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,016парафинов 0,056Вязкость, м2/с:остатка 0,5Массовая доля, %: серы 0,016парафинов 0,056Вязкость, м2/с:при 20 °C10~4• 2,474при 0 °CIO'4-3,726Температура застывания, °C —60при 20 °C10~4• 2,474при 0 °CIO'4-3,726Температура застывания, °C —60

Начало кипения, °C . • . . . 170

Отгон при температуре, °C:

10 %174

50 %209

90%252

Конец кипения, °C281

Объемная доля, %: отгона 99

Начало кипения, °C . • . . . 170

Отгон при температуре, °C:

10 %174

50 %209

90%252

Конец кипения, °C281

Объемная доля, %: отгона 99

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,016

парафинов 0,056

Вязкость, м2/с:

остатка 0,5

Массовая доля, %: серы 0,016

парафинов 0,056

Вязкость, м2/с:

при 20 °C10~4• 2,474

при 0 °CIO'4-3,726

Температура застывания, °C —60

при 20 °C10~4• 2,474

при 0 °CIO'4-3,726

Температура застывания, °C —60

Групповой углеводородный состав приведен в табл. IV.31.

ТАБЛИЦА IV.31

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

100,00

60—95

0,31

6,60

25,71

67,69

95—122

0,68

7,32

41,08

51,60

122—150

3,19

7,15

51,08

41,77

150—200

38,01

4,29

64,88

30,83

200—250

54,52

5,25

53,89

40,86

250-300

2,32

9,47

13,43

77,10

НК—300

99,10

5,07

56,86

38,08

Нормальные алканы присутствуют в виде следов. Алканы представлены в основном изосоединениями. 138

Уренгойское месторождение

Это месторождение приурочено к одноименной структуре второго порядка — Уренгойскому валу. Содержание конденсата в пластовом газе равно 0,5 см3/м3.

Физико-химическая характеристика конденсата: плотность 0,8633 г/см3, молекулярная масса 200.

Фракционный состав

Начало кипения, °C216 Конец кипения, °C . . .293

Отгон при температуре, °C:Вязкость, м2/с:

Ю %221при 20 °C10~4 • 4,00

90 Г?Sпри 0 «С10—6.88

4,01Температура застывания,

В валанжин-готеривских отложениях в диапазоне глубин 1784—3035 м выявлено сверху вниз по разрезу 14 газоконденсатных залежей: ПК2ь АУ9, БУ°, БУ1-2, БУ5-6, БУ8, БУ9, БУ10°, БУП, БУ12, БУ13, БУ и, залежь ачимовской пачки. Большинство залежей имеют нефтяные оторочки.

Залежь ачимовской пачки. Изучена в скв. 95 (интервал 3555—3572 м), характеризуется аномально высоким пластовым давлением — 60,6 МПа при пластовой температуре, равной 100 °C. В составе пластового газа молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соответственно равна (в %): 6,66; 8,60; 3,80 и 1,68, или (в г/м3): 397, 120, 78 и 45. Азота содержится 0,81 %, углекислого газа 0,10 %.

При давлении сепарации 4,3 МПа и температуре —2 °C выход насыщенного конденсата составляет 722 см3/м3, стабильного — 498 см3/м3. В 1 м3 насыщенного конденсата растворено НО м3 газа, а в пересчете на 1 т стабильного конденсата составляет 162 м3.

Плотность конденсата 0,7829 г/см3, молекулярная масса 130.

Фракционный состав

Начало кипения, °C ... . 48 Отгон при температуре. СС;10 % 7150 %18080%31595 % .... .365Объемная доля, %: отгона 93Начало кипения, °C ... . 48 Отгон при температуре. СС;10 % 7150 %18080%31595 % .... .365Объемная доля, %: отгона 93остатка•6,5потери 0,5Вязкость кинематическая, м2/с:при 20 °C10—4 - 1,87Температура помутнения,Температура застывания.остатка•6,5потери 0,5Вязкость кинематическая, м2/с:при 20 °C10—4 - 1,87Температура помутнения,Температура застывания.°C —56°C —56

Начало кипения, °C ... . 48 Отгон при температуре. СС;

10 % 71

50 %180

80%315

95 % .... .365

Объемная доля, %: отгона 93

Начало кипения, °C ... . 48 Отгон при температуре. СС;

10 % 71

50 %180

80%315

95 % .... .365

Объемная доля, %: отгона 93

остатка•6,5

потери 0,5

Вязкость кинематическая, м2/с:

при 20 °C10—4 - 1,87

Температура помутнения,

Температура застывания.

остатка•6,5

потери 0,5

Вязкость кинематическая, м2/с:

при 20 °C10—4 - 1,87

Температура помутнения,

Температура застывания.

°C —56

°C —56

Групповой углеводородный состав конденсата приведен в табл. IV.32. Как видно из данных этой таблицы, в групповом углеводородном составе конденсата преобладают метановые углеводороды (55,5% на дистиллятную часть), нафтеновых 21,5%, ароматических 23%.

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций, %

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

5,33

100,00

60-95

10,91

9,00

35,89

55,11

95—122

12,99

17,69

45,80

36,51

122—150

9,39

28.60

30,19

41,21

150—200

11,88

30.03

19,91

50,06

200—250

15,65

30,12

47,47

55,41

250—300

14,26

29,97

70.03

На конденсат

На дистиллятную часть

80,41

18,52

23,80

17,32

21,50

37,57

55,50

Ряд нормальных алканов представлен углеводородами С9—С30. Относительное их распределение следующее (в °/о): С9—7,7; Сто—8,6; Си—8,6; С12—7,5; Сю—5,8; Сю—5,9; Сю—6,1; Сю—5,1; Си—4,3; Сю—4,1; Сю—3,5; С20—3,0; С21—2,8; С22—2,7; С23—2,5; С24—2,4; С25—2,2; С26—1,8; С27—1,2; Сгз—0,7; Сг9—0,5; С3о—0,1.

Исследования рекомбинированных проб пластовой смеси показали, что давление начала конденсации равно 50,3 МПа, т. е. ниже пластового на 10,3 МПа.

Прогноз изменения текущей газоконденсатной характеристики пластового газа дан в табл. IV.33.

ТАБЛИЦА IV.33

Пластовое давление, МПа

Количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу в пласте, г/м’

Потенциальное содержание, г/м’

Количество конденсата, извлекаемое из пласта, г/м’

Количество конденсата в газовой фазе пласта, г/м’

60,6

0

397

397

54,5

0

397

39,7

357

48,4

3,4

392

79,1

314

. 42,3

33

349

116,1

248

36,2

85

270

147,1

165

30,1

117

211

171,2

109

24,0

145

149

189,2

63

17,9

, ]61

103

- 201,8

34

11,8

, 163-

96

211,6

22

5,7

162

93

221,0 '

14

, «Л

161

160

- 233,6

■ 2

^рэффицйент кондейсатоотдачи равен 0,53. Давление максимальной'Кбнденсатши 20,0 МПа, потенциальное; содержание конденсата при?этом давлении составит 157 г/м3.

Залежь пласта БУп. Пластовое давление в залежи 30,1 — 31,4 МПа, температура 84—86 °C. На газоконденсатность залежь изучена в пределах центральной приподнятой зоны на южном куполе при испытании скв. 46, 58, 35, 88, 89 и 115.

В составе пластового газа центральной приподнятой зоны молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соот- 140

ветственно равна (в %): 5,62; 6,56; 3,24 и 1,49, или (в г/м3): 254, 86, 56 и 26.

В составе пластового газа залежи южного купола молярная доля углеводородов С&+, этана, пропана и бут’анов соответственно составляет (в %): 7,16, 3,33 и 1,33, или (в г/м3): 296, 99, 69 и 36.

Выход насыщенного конденсата при давлении сепарации 5,0 МПа и температуре минус 9 °C равен 500 см3/м3, стабильного — 355 см3/м3. Деразация сырого конденсата показала, что в последнем растворено газа 106 м3/м3 (на 1 т стабильного конденсата приходится 213 м3 газа). Содержание негорючих газов (азота и углекислого газа) незначительно (не превышает 1 %).

Плотность конденсата 0,7364—0,7420 г/см3, молекулярная масса 98—102.

Фракционный состав

Начало кипения, °C . .36—48Отгон при 'температуре,°C:10 % 48—6850% 131-14390 % 274—305Конец кипения, °C . . .310Объемная доля, %: отгона 97Начало кипения, °C . .36—48Отгон при 'температуре,°C:10 % 48—6850% 131-14390 % 274—305Конец кипения, °C . . .310Объемная доля, %: отгона 97остагка 2Массовая доля серы, %0,039Температура застыва- ния, °C —35Вязкость, м2/с:при 20 °C ... . 10~4 • 0,78-0,84при 0 °C10~4 • 1,01 — 1,08остагка 2Массовая доля серы, %0,039Температура застыва- ния, °C —35Вязкость, м2/с:при 20 °C ... . 10~4 • 0,78-0,84при 0 °C10~4 • 1,01 — 1,08

Начало кипения, °C . .36—48

Отгон при 'температуре,

°C:

10 % 48—68

50% 131-143

90 % 274—305

Конец кипения, °C . . .310

Объемная доля, %: отгона 97

Начало кипения, °C . .36—48

Отгон при 'температуре,

°C:

10 % 48—68

50% 131-143

90 % 274—305

Конец кипения, °C . . .310

Объемная доля, %: отгона 97

остагка 2

Массовая доля серы, %0,039

Температура застыва- ния, °C —35

Вязкость, м2/с:

при 20 °C ... . 10~4 • 0,78-0,84

при 0 °C10~4 • 1,01 — 1,08

остагка 2

Массовая доля серы, %0,039

Температура застыва- ния, °C —35

Вязкость, м2/с:

при 20 °C ... . 10~4 • 0,78-0,84

при 0 °C10~4 • 1,01 — 1,08

Групповой углеводородный состав приведен в табл. IV.34.

ТАБЛИЦА IV. 34

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля выхода фракций,

Массовая доля углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

До 60

3,65

100,00

60-95

11,67

6,90

28,20

64,90

95—122

2h,25

6,00

41,33

52,67

122—150

16,97

15,75

24,94

59,31

150—200

17,11

18,61

13,13

68,26

НК-200

75,55

10,91 . .

27,29

61,80

Ряд нормальных алканов, представлен углеводородами С8—С22 (45% составляют С5-з, максимальное содержание приходится на Сд}. Относительное их распределение (в %): С5—0,3; Се—4,8; Су—3,5; С8—4,6; С9—6,8; Сю:—5,5; Си—4,7; С12—3,8; Cig—-2,3; Си—2,1; С152,0; С16—1,2; С17—1,5; С18—0,9; Сю—0,6; С20—0,4; C2i—0,2; С22—0,1.•

Нафтеновые углеводороды представлены соединениями циклогексана и его замещаемыми, ароматические углеводороды имеют моноциклическое строение.

Плотность нефти пласта БУи 0,8370 г/см3, молекулярная масса 197. Начало ее кипения 70 °C. Объемная доля выхода фракций (в %): до 150 °C — 24, до 200 °C — 33; до 250 °C — 43; до 300 °C — 59. Вязкость нефти (в м2/с): при 20 °C—10-4-2,98. Массовая 141

доля серы — 0,08%, парафинов — 4,70 %, смолы селикогелевой — 2,90 %, асфальтенов — 0,30 %.

Групповой углеводородный состав приведен в табл. IV.35.

ТАБЛИЦА IV.35

Температурные пределы отбора фракций,

Массовая доля выхода фракций,

Массовая доля углеводородов, %

ароматических |

нафтеновых |

метановых

До 60

2,30

100,00

60—95

9,88

1,73

39,77

58,50

95—122

9,30

3,60

41,24

55,16

122—150

10,57

11,34

31,79

56,87

150—200

15,26

15,75

44,23

40,02

200—250

11,32

19,92

43,24

36,84

250—300

10,58

21,48

31,41

47,11

НК—300

69,21

12,45

37,73

49,82

В результате исследования фазового изменения пластового газа центральной зоны (скв. 46) установлено, что давление начала конденсации равно пластовому. Значительное количество конденсата будет выделяться при снижении пластового давления до 170— 180 МПа (рис. IV.13).

Давление максимальной конденсации пластовой смеси около 13,0 МПа. Уже при небольшом снижении пластового давления наблюдается значительное уменьшение содержания конденсата в извлекаемом из пласта газе (кривая 2). Так, если при начальном пластовом давлении содержание конденсата составляет 256 г/м3, то при снижении давления на 10—15% оно уменьшается до 210—220 г/м3. Столь же интенсивное уменьшение потенциального содержания конденсата в отбираемом из пласта газе наблюдается и при дальнейшем снижении пластового давления. Из зависимости «пластовое давление — отбор конденсата из пласта» (кривая 3)

Рис. IV.13. Распределение углеводородов Св । при разработке на залежи БУ14 Урен гойского месторождения.1—4 — см. рис. IV.5Рис. IV.13. Распределение углеводородов Св । при разработке на залежи БУ14 Урен гойского месторождения.1—4 — см. рис. IV.5Рис. IV.14. Кривые фракционного состава конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях «алежи пласта БУН Уренгойского месторожденияРис. IV.14. Кривые фракционного состава конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях «алежи пласта БУН Уренгойского месторождения

Рис. IV.13. Распределение углеводородов Св । при разработке на залежи БУ14 Урен гойского месторождения.

1—4 — см. рис. IV.5

Рис. IV.13. Распределение углеводородов Св । при разработке на залежи БУ14 Урен гойского месторождения.

1—4 — см. рис. IV.5

Рис. IV.14. Кривые фракционного состава конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях «алежи пласта БУН Уренгойского месторождения

Рис. IV.14. Кривые фракционного состава конденсатов, получаемых при различных пластовых давлениях «алежи пласта БУН Уренгойского месторождения

видно, что при разработке залежи до конечного пластового давления 3,0 МПа суммарное извлечение конденсата из пласта составит 142 г/м3.

На рис. IV. 14 приведены прогнозные кривые изменения фракционного состава конденсата при снижении пластового давления в залежи. Наиболее существенные изменения происходят в высоко- кипящей части конденсата. Так, если при начальном пластовом давлении (31,6 МПа) 90% конденсата выкипало при температуре 255 °C, то уже при 25,0 МПа 90% выкипало при 230 °C, а при давлениях 20,0; 15,0 и 10,0 МПа — соответственно при температурах 190, 170 и 141 °C. Как видно из рис. IV.14 50 % конденсата выкипает уже не при 140 °C, а при 95 °C.

Значительный интерес с точки зрения получения дизельного топлива в процессе разработки месторождения представляет изменение количества дизельной фракции (>150°C), содержащейся в конденсате. Так, если в начале разработки данная фракция содержится в количестве 45 %, то при давлениях 25,0, 20,0 и 15,0 МПа содержание ее составляет соответственно 42, 38 и 26 г/см3. При давлении в залежи 10,0 МПа дизельная фракция в составе конденсата практически исчезает.

Залежь пласта БУ13. На газоконденсатность залежь изучена на южном куполе при испытании скв. 35. В составе пластового газа молярная доля углеводородов Cs+, этана, пропана и бутанов соответственно составляет (в %): 6,69; 6,85; 3,00 и 1,18, или (в г/м3): 300, 98, 58 и 30.

При давлении сепарации 5,0 МПа и температуре —10 °C выход насыщенного конденсата равен 597 см3/м3, стабильного — 412 см8/м8. Из 1м3 сырого конденсата выделяется около 100 м3 газа дегазации, ана 1 т стабильного конденсата приходится около 200 м3 газа.

Плотность „конденсата 0,7404 г/см3, молекулярная масса 98.

Начало кипения, °C ... .

Отгон при температуре, °C:

10%

50% .

90%

Конец кипения, °C

Физико-химическая табл. IV.36.

ТАБЛИЦА IV.36

Фракционный состав'

. 38Объемная доля, %:

отгона

. 59остатка

.127Вязкость, м2/с:

283пр„ 20 °C ....

295при 0 °C

характеристика конденсата

. . 92 . . 4

. . 10-4 • 0,85 . . 10'4 • 1,09 приведена в

Температурные пределы отбора фракций, °C

Массовая доля

Массовая доля углеводородов, %

выхода фракций, %

ароматических

| нафтеновых

| метановых

До 60 60-95

95—122 122—150 150—200 НК—200

11,36 15,56

16,73 10,96 14,29 68,90

3,45

7,20 17,01 22,20

9,83

36,21

42,87

39,42

27,23

30,49

100,00 60,34 49,93 43,57 50,57 59,68

Прогноз изменения фракционного состава конденсата, получаемого при различных пластовых давлениях в залежи, показал, что так же, как и по залежи пласта БУ]4, в фракционном составе данного конденсата будет существенно изменяться высококипящая часть последнего. В начальный период разработки при давлении 29,5 МПа точка выкипаемости 90 % конденсата соответствует 230 °C.

В составе пластового газа северного купола молярная доля углеводородов С5+, этана, пропана и бутанов соответственно составляет (в %): 3,20, 6,86, 3,73 и 1,68, или (в г/м3): 142, 89, 64 и 42. В составе пластового газа центральной приподнятой зоны молярная доля рассмотренных компонентов равна (в %): 2,42, 4,62; 1,29; 0,29, или (в г/м3): 114, 58, 42, 24. То же по залежи южного купола соответственно (в %): 4,31; 26,88; 3,32; 1,75 и (в г/м3): 226; 92; 66; 49. Молярная доля негорючих газов (азота и углекислого газа) в пластовом газе не превышает 1 %. В 1 м3 сырого конденсата содержится 153 м3 газа дегазации, а на 1 т стабильного приходится 188 м3 газа. Давление сепарации 5,0 МПа, температура 3°С.

Плотность конденсата находится в пределах 0,7384—0,7410 г/см3, молекулярная масса 96—104.

ФракционныйФракционныйНачало кипения, °C . .37—45Отгон при температуре, °г-Начало кипения, °C . .37—45Отгон при температуре, °г-состав

Фракционный

Фракционный

Начало кипения, °C . .37—45

Отгон при температуре, °г-

Начало кипения, °C . .37—45

Отгон при температуре, °г-

остатка 1

10% 65—7950 % 129—15290% 278—300Конец кипения, СС . .335Объемная доля, %: отгона 9710% 65—7950 % 129—15290% 278—300Конец кипения, СС . .335Объемная доля, %: отгона 97Массовая доля, %: серы 0,0101

10% 65—79

50 % 129—152

90% 278—300

Конец кипения, СС . .335