З.В. ЯКУБСОН, Т.П. ЖУЗЕ, Н.А. БОБРОВА (ИГиРГИ)

Была проведена серия опытов с системой нефть – газ при массовом отношении нефти к газу (н/г): 2, 0,8 и 0,2, что соответствует газовым факторам 520, 1200 и 5200 м³/т. Для эксперимента использовали нефть Дубровского месторождения и природный газ Жетыбая. Состав нефти (%): 87 УВ, из них насыщенных 84, 12 – смол и 1 – асфальтенов. Состав газа(%)_: 11 - азота, 72 – метана, 10 – этана, 5,5 – пропана, 2 – бутана и 0,5 – пентана. Плотность нефти 0,836 г/см³ , газа 0,955 г/л. Молекулярная масса нефти 236.

Результаты исследований показали, что во всех опытах независимо от соотношения н/г в системе при снижении Р и Т резко уменьшается растворимость нефти в газе и газа в нефти (табл. 1). При этом величина растворимости нефти в газе тем больше, чем выше отношение н/г при одинаковых Р и Т, а масса жидких УВ в газовой фазе растет с уменьшением н/г в системе. В то же время масса газовой фазы в системе слабо зависит от Р и Т и в основном определяется отношением н/г в системе. Так, при н/г =2 масса газовой фазы во всех опытах составляет 21–25 %, а при н/г= 0,2 – 84–87 (см. табл. 1).

Фракционный состав жидких УВ в фазах существенно зависит и от термобарических параметров, и от величины отношения н/г в системе (рисунок). При этом газовые и жидкие фазы ведут себя по-разному. С падением Р и Т для любого отношения н/г в газовой фазе заметно увеличивается содержание легкокипящих УВ, соответственно уменьшаются их молекулярная масса и плотность. Все эти свойства при одинаковых термобарических условиях изменяются тем резче, чем выше отношение н/г. Так, при н/г=2, Р=28 МПа и Т=100°С в газовую фазу переходят УВ, выкипающие до С₁₅, а при тех же условиях, но при н/г=0,2 – до С₃₀. В жестких термобарических условиях (45 МПа и 160 °С) жидкие УВ газовой фазы системы по фракционному составу и молекулярной массе мало отличаются друг от друга и от исходной нефти независимо от соотношения н/г (табл. 2, рис. 1). Иначе ведут себя в этих условиях жидкие фазы. Их состав в большей степени обусловлен величиной н/г, чем термобарическими параметрами. В условиях залежи при н/г=2 независимо от Р и Т УВ жидких фаз близки как по фракционному составу, так и молекулярной массе. Однако уже при н/г=0,8, а особенно при н/г=0,2, жидкие фазы существенно различаются по фракционному, компонентному и УВ-составу. В жестких термобарических условиях, когда широкая фракция УВ растворяется в газе, жидкая фаза обогащается высокомолекулярными УВ (см. табл. 2, рис. 1).

Компонентный состав фаз в системе существенно зависит от термобарических условий и отношения в системе нефти и газа. Это обусловлено различной растворимостью в газе смол, асфальтенов и УВ разного типа. При всех Р и Т жидкие фазы заметно обогащаются асфальтенами, смолами, ароматическими УВ по сравнению с исходной нефтью. Эта закономерность тем резче проявляется, чем жестче термобарические условия в системе и чем выше в ней содержание газа (табл. 3). Соответственно газовая фаза в этих условиях не только по фракционному, но и компонентному составу приближается к исходной нефти.

Особое внимание было уделено изучению соотношения алкановых УВ С₁₀–С₂₀, нормальных и изопреноидных, используемых в геохимии при корреляции нефтей, конденсатов и ОВ пород (табл. 4). Результаты анализа показали, что соотношения близкокипящих алканов (пристан/фитан, н-гептадекан/н-октадекан, пристан+фитан/н-гептадекан+н-октадекан) как в газовой, так и жидкой фазе достаточно стабильны в пределах чувствительности метода анализа и могут надежно использоваться при геохимической корреляции флюидов. В то же время в соответствии с фракционным составом жидких УВ газовых фаз соотношения изопреноидных и нормальных алкановых УВ, существенно отличающихся молекулярными массами и температурами кипения, зависят от термобарических условий и от отношения н/г. С падением Р и Т эти коэффициенты в газовой фазе увеличиваются тем больше, чем ниже содержание газа в системе. В жидкой фазе отношение количества легких алкановых УВ к тяжелым большей частью равно или ниже этого отношения в исходной нефти. Все остальные соотношения УВ в жидкой фазе практически не изменяются.

Таким образом, проведенные исследования показали, что жесткие термобарические условия и высокое содержание газа в двухфазной газонефтяной системе способствуют растворению в сжатом газе более широкой фракции нефти, близкой к исходной нефти по своим свойствам (фракционному, компонентному и УВ-составу) и увеличивают массовое содержание жидких УВ в газовой фазе. При этом геохимические коэффициенты, отражающие соотношения близкокипящих УВ, стабильны и могут надежно использоваться при корреляции флюидов.

The results of the experimental investigations of the fractional component and hydrocarbon composition of the phases of a gas-oil system at temperature and pressure decrease and a change in the initial mass ratio of oil to gas are presented. It is shown that with increasing the content of gas in the system, the mass of gas phase and the concentration of liquid hydrocarbons contained increase due to dissolution in gas of ever increasing highmolecular weight hydrocarbons. In this case, the liquid phase under the rigid thermobaric conditions becomes increasingly poor in light and saturated hydrocarbons and enriched in resins, asphaltenes and aromatic hydrocarbons. The ratios of closely boiling alkane hydrocarbons used in pettojeum geochemistry are stable, in experiments, in gaseous and liquid phases and do not depend upon the content of gas in the system. At the same time, the ratio of light alkane hydrocarbons to heavy ones is increased with a decrese in temperature and pressure so much the more, the lower is the gas content of the system.

Фракционный состав УВ С₄–С₃₀ газовых (I) и жидких (I) фаз при 28 МПа и 100 °С (а) и 45 МПа и 160 °С (б).

Отношения н/г 1 – 2, 2 – 0,8, 3 – 0,2, 4 – нефть

Таблица 1 Условия опытов и состав фаз

Таблица 3

* Кф – коэффициент фона (доля нафтенового фона на хроматограмме относительно н-алканов С₁₇ и C₁₈