К оглавлению журнала

 

УДК 553.981.6:622.279.3

Э.С. Садых-заде, М.С. Разамат (АзИНЕФТЕХИМ)

ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОЙ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЖИДКОЙ ФАЗЫ В ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НА ПОТЕРИ И КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ КОНДЕНСАТА

Среди находящихся в эксплуатации газоконденсатных месторождений многие имеют как рассеянную в газовой зоне жидкую фазу (нефть или конденсат), так и нефтяные оторочки промышленного и непромышленного значения. Помимо этого известны нефтяные месторождения с газовой шапкой, газ которой обладает газоконденсатными свойствами.

В соответствии с требованиями, предъявляемыми к газоконденсатным месторождениям, еще до начала эксплуатации необходимо дать прогноз изменения добычи и потерь конденсата в зависимости от давления. Эти исследования проводятся обычно на установках PVT с рекомбинированной пробой, соответствующей составу пластового газа, независимо от того, содержится ли в месторождении рассеянная нефть или нефтяная оторочка, контактирующая с пластовым газом. Вместе с тем известно, что на фазовое поведение и взаимный переход между фазами наряду с давлением и температурой большое влияние оказывает общий состав системы. Поэтому присутствие в пласте начальной углеводородной жидкой фазы должно влиять на состав пластового газа и, следовательно, на коэффициент извлечения конденсата.

Все вышесказанное не учитывается при утверждении в ГКЗ СССР извлекаемых запасов конденсата, поскольку эта проблема, т. е. дифференциальная конденсация пластового газа в присутствии углеводородной жидкой фазы, ранее подробно не изучалась. Только в работах [1, 2] влияние жидкой фазы было экспериментально исследовано при содержании нефти 22,8 % при рнк=39 МПа и Тпл=353 К и показано, что в присутствии нефти облегчение газовой фазы при снижении давления происходит более интенсивно, резче уменьшаются конденсатный фактор, плотность и молекулярная масса конденсата.

В настоящей статье излагаются результаты проведенного авторами изучения влияния количества начальной жидкой фазы, ее свойств и температуры на потери и коэффициент извлечения конденсата. Рекомбинированная проба нефти и газа составлялась из различных исходных нефтей с плотностями: r1=0,823 т/м3, r2=0,838 т/м3, r3=0,87 т/м3 (подробная характеристика нефтей дана ранее [4]) в различных соотношениях с газом и изучалась при температурах 353–413 К. Газ, вводившийся в равновесие с нефтью, имел следующий состав (%): С1=95,1, С2=3,08, С3=0,73, i-C4=0,11, n4=0,22, i-C5=0,06, n5=0,09, С6=0,11, СО2=0,5. Начальное давление в основном было равно 80 МПа.

В результате фазового обмена при начальном давлении и различных температурах газовая фаза обогащалась тяжелыми УВ и представляла собой газоконденсатную систему. Изменялась также характеристика жидкой фазы. В табл. 1 приведены данные по выпускам из бомбы PVT газовой и жидкой фаз при начальных давлениях для всех изученных систем. Показаны объемы жидких фаз в процентах от объема смеси, плотности и молекулярные массы жидких фаз и конденсатов при условиях стабилизации, а также конденсатные факторы К газоконденсатной газовой фазы.

Дифференциальные изотермы конденсации, имитирующие эксплуатацию газоконденсатных систем без поддержания пластового давления, изучались до давления максимальной конденсации, которое оказалось равным для большинства систем примерно 20 МПа.

В результате снижения давления практически одновременно происходят два процесса: выпадение конденсата из газовой фазы и дегазация жидкой фазы. Первый из них должен приводить к увеличению начального объема жидкой фазы, а второй – к ее уменьшению. В зависимости от объема начальной жидкой фазы будет превалировать тот или другой процесс.

В табл. 2 приведены результаты изменения объемов жидких фаз для всех систем и определена величина DV, т. е. изменение ее объема по сравнению с первоначальным Vж.н. Эти же результаты изображены на рис. 1, где DV построена в зависимости от начального объема Vж н для различных температур и исходных нефтей. В табл. 2 приведены также значения коэффициентов извлечения hк конденсата без нефти и в ее присутствии и показана величина разности.

Следует отметить, что с ростом объема начальной жидкой фазы значение hк уменьшается как при его увеличении за счет потерь конденсата при снижении давления, так и при его уменьшении за счет преобладания процесса дегазации. На рис. 2 показано изменение величины hk в зависимости от VЖ.Н.

Поскольку обычно экспериментальные исследования для определения hк проводятся с газовой фазой пласта, то необходимо ввести поправку при наличии жидкой фазы. Присутствие последней и ее количество в пласте можно ориентировочно оценить, используя данные [3]. Если известна плотность пластовой жидкой фазы, то можно для введения поправки на величину hк использовать формулу

hк=hэDhк или

где hэ – экспериментально определенная величина коэффициента извлечения конденсата с газовой фазой пласта, %, r – плотность пластовой жидкой фазы при стандартных условиях, т/м3, VH – объем начальной жидкой фазы в процентах от углеводородного объема пласта. Пределы изменения величин: r – от 0,865 до 0,937 т/м3, VH – от 1 до 25 %.

Для ориентировочного определения величины изменения VH можно воспользоваться формулой:

Пределы изменения величин: q – от 0,865 до 0,937 т/м3, VH – от 1 до 65 %, Т – от 353 до 413 К.

ВЫВОДЫ

1. Наличие в пласте углеводородной жидкой фазы приводит к уменьшению коэффициента извлечения конденсата тем в большей степени, чем выше содержание начальной жидкой фазы.

2. Объем начальной жидкой фазы изменяется при снижении пластового давления. В зависимости от того, какой процесс преобладает – накопление выделяющегося из пластового газа конденсата или дегазация жидкой фазы – объем может нарастать или уменьшаться.

3. Большое влияние на изменение объема начальной углеводородной жидкой фазы (нефти) оказывает ее плотность. С увеличением плотности прирост ее значительно уменьшается при прочих равных условиях и, следовательно, преобладает процесс дегазации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Покровский К.В., Дьяченко И.И., Разамат М.С. Исследование влияния присутствия нефти на изменение потерь и добычи конденсата при дифференциальной конденсации // Газовое дело.– 1969.– № 2.– С. 6–9.
  2. Покровский К.В., Дьяченко И.И., Разамат М.С. Исследование влияния присутствия нефти на изменение потерь и добычи конденсата при дифференциальной конденсации // Газовое дело.– 1969.– № 3.– С. 9–11.
  3. Прикладная геохимия нефти и газа / А.X. Мирзаджанзаде, Ф.М. Багирзаде, Г.С. Степанова, М.С. Разамат – Баку: Азернешр.– 1985.
  4. Садых-заде Э.С., Разамат М.С. Фазовое состояние газонефтяных систем при высоких давлениях // Геология нефти и газа.– 1987.– № 6.-С. 26–30.

Таблица 1

СВОЙСТВА ЖИДКОЙ ФАЗЫ И КОНДЕНСАТА ПРИ НАЧАЛЬНОМ ДАВЛЕНИИ

Pн, МПа

Т, К

Vж ф/Vсмеси, %

rж ф, т/м3

mж ф , у.е

rк, т/м3

mК, у.е.

Конденсатный фактор

см3/м3

г/м3

r=0,838 т/м3

80

353

3,0

0,900

281

0,802

170

220

176

80

413

1,0

0,910

288

0,810

177

230

186,0

80

353

8,8

0,896

270

0,801

166

320

256,3

80

413

3,0

0,902

278

0,809

175

350

283,1

80

353

20,4

0,880

255

0,799

164

520

415,5

80

413

10,0

0,894

264

0,808

172

650

525,2

70

353

65,0

0,860

221

0,788

157

700

551,6

r=0,87 т/м3

80

353

5,5

0,929

333

0,806

148

150

120,9

80

413

3,2

0,937

352

0,816

164

185

151,0

80

353

14,3

0,920

312

0,798

157

225

179,6

80

413

10,8

0,928

335

0,810

162

270

218,7

80

353

29,3

0,910

280

0,795

155

330

262,4

80

413

24,5

0,922

302

0,805

158

390

314,0

70

353

55,5

0,900

252

0,784

148

415

328,7

70

413

51,0

0,904

275

0,793

151

545

437,1

r=0,823 т/м3

80

353

2,0

0,909

330

0,803

174

37

29,7

80

393

1,5

0,920

378

0,807

181

45

36,3

80

353

4,7

0,893

313

0,800

170

155

124,0

80

393

3,3

0,904

362

0,804

175

190

153,0

80

353

13,0

0,965

292

0,799

167

320

255,7

80

393

6,3

0,878

330

0,801

172

340

272,3

 

Таблица 2

ИЗМЕНЕНИЕ ОБЪЕМА ЖИДКОЙ ФАЗЫ И КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ КОНДЕНСАТА

Vж ф при рH, %

Vж ф при рK, %

DVж, %

hк. %

Dhк, %

Т, К

по эксперименту

по формуле (2)

в присутствии нефти

без нефти

по эксперименту

по формуле (1)

rисx=0,838 т/м3

3,0

8,32

5,32

6,42

21,5

26,5

5,0

4,95

353

1,0

6,17

5,17

5,70

28,0

30,1

2,1

2,20

413

8,8

16,61

7,81

7,89

18,3

28,0

9,7

9,73

353

3,0

13,53

10,53

6,29

25,4

30,6

5,1

5,00

413

20,4

31,53

11,13

9,22

13,2

28,6

15,4

15,00

353

10,0

27,03

17,03

8,64

19,2

30,0

10,8

10,40

413

65,0

47,1

– 17,90

– 13,64

353

rисx=0,87 т/м3

5,5

8,2

2,7

3,22

17,5

26,0

7,5

8,28

353

3,2

6,4

3,2

2,06

25,6

31,9

6,3

6,12

413

14,3

16,7

2,4

4,34

15,2

28,5

13,3

13,96

353

10,8

15,7

4,9

4,02

22,8

34,6

11,8

12,20

413

29,3

30,1

0,8

1,83

353

24,5

26,2

1,7

2,37

17,9

36,1

18,2

18,90

413

56,0

42,8

– 13,2

– 14,05

353

51,0

38,3

– 12,7

– 11,86

413

rисx= 0,823 т/м3

2,0

4,06

2,06

4,55

28,7

32,4

3,7

3,87

353

1,5

3,92

2,42

3,67

33,0

38,0

5,0

4,80

393

4,7

8,46

3,76

7,96

27,1

33,6

6,5

6,49

353

3,3

7,71

4,41

6,16

32,5

37,0

5,5

5,38

393

13,0

19,57

6,57

12,90

22,2

33,5

11,3

11,05

353

6,5

15,45

9,15

10,85

28,9

36,3

7,4

7,54

393

Рис. 1. ИЗМЕНЕНИЕ ОБЪЕМА ЖИДКОЙ ФАЗЫ DV В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЕЕ НАЧАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ VH В ПЛАСТЕ.

Температура, К: 1 – 413, 2 – 353 при rисx=0,838 т/м3,3 – 393, 4 – 353 при rисx=0,823 т/м3, 5 – 413, 6 – 353 при rисx=0,87 т/м3

Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ КОНДЕНСАТА hК В ЗАВИСИМОСТИ ОТ НАЧАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ ЖИДКОЙ ФАЗЫ VЖ.Ф В ПЛАСТЕ.

Температура, К: 1 – 353, 2 – 393 при rИСХ=0,823 т/м3, 3 – 353, 4 – 413 при rисх=0,838 т/м3, 5 - 353, 6 – 413 при rисх=0,87 т/м3