УДК 552.578 |
©Л.Н. Киреева, В.В. Кушниров, 1993 |
ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ И СОСТАВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РАСЧЕТНЫХ ФАЗОВЫХ ДИАГРАММ
Л.Н. КИРЕЕВА (ТУРКМЕННИГРИ), В.В. КУШНИРОВ (ОМЭ ПГО УЗБЕКНЕФТЕГАЗГЕОЛОГИЯ)
Исследование состояния и состава газоконденсатно-нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных скоплений, объединяемых общим термином - ретроградные газожидкостные системы (РГЖС), необходимо для решения ряда теоретических вопросов нефтегазовой геологии (генезис газообразных и жидких УВ, формирование залежей нефти и газа) и практических, связанных с их поисками, разведкой и разработкой.
Природные или искусственные многокомпонентные РГЖС при начальных термобарических условиях, как известно, могут быть однофазными (газоконденсатные) и двухфазными (газоконденсатно-нефтяные, нефтегазоконденсатные). Фазовые диаграммы этих систем, построенные в координатах давление - температура (Р-Т), являются единственными для каждой из них, так как все изменения состояния и свойств газовой и жидкой фаз протекают при их постоянном начальном составе и соотношении объемов.
Для однофазных РГЖС двухфазная область на диаграмме характеризуется процентным соотношением конденсирующихся жидких и газообразных УВ, либо равными концентрациями С5+высш в пластовом газе (изоплеры).
Двухфазные РГЖС описываются двумя фазовыми диаграммами, одна из них соответствует газоконденсатной части системы, а другая - нефтяной. В природных условиях газоконденсатная часть залежи отвечает условиям, когда Рпл, Тпл > Ркр, Ткр, а в нефтяной - Рпл, Тпл < Ркр, Ткр.
В обоих рассматриваемых случаях концентрация С5+высш в пластовом газе является показателем исходного соотношения свободных газообразных и жидких УВ (исходный газовый фактор - ГФисх), складывающегося в процессе образования РГЖС и в значительной степени, наряду с Р и Т, определяющего ее состав и физико-химические свойства углеводородных флюидов [2].
Принципиально иное положение возникает, когда эксперименты выполняются при трех изменяющихся параметрах: давлении, температуре и исходном газовом факторе. В этих случаях моделируется некая совокупность двухфазных и однофазных РГЖС, объединенных общим начальным составом газовых и жидких УВ. Каждому значению ГФисх соответствует отдельная газожидкостная система с только ей присущими свойствами газообразных и жидких (конденсирующихся и свободных) УВ и интенсивными параметрами при сопоставимых Р и Т. Вместе они образуют сводную фазовую диаграмму в координатах Р(Т) - ГФисх, где могут быть определены ее критические параметры, граничные кривые начала испарения и начала конденсации, оконтуривающие двухфазную область. Внутри нее прослеживаются линии равных процентных содержаний каждой фазы (количество свободной нефти) в каждой РГЖС или равных потенциальных содержаний газового конденсата в пластовых газах этих газожидкостных систем (изоплеры). За пределами двухфазной области выделяются соответственно зоны распространения УВ в однофазном - жидком и газообразном состоянии.
Такие фазовые диаграммы получены Г. П. Былинкиным и др. [4] на образцах нефти и газа Карачаганакского месторождения (Прикаспийская впадина), В.В. Кушнировым и А.Г. Принцевым [3] на образцах нефти и отсепарированного газа Арниезского и Марковского месторождений (Амударьинская впадина).
Вместе с тем получение экспериментальным путем фазовых диаграмм сопряжено со значительными трудовыми и временными затратами. В этой связи представляет интерес возможность получения фазовых диаграмм РГЖС в широком диапазоне давлений, температур, исходных соотношений газообразных и жидких УВ и их начальных составов посредством математического моделирования. Оно базируется на положении о том, что фазовое состояние любой многокомпонентной УВГЖС описывается уравнением фазовых концентраций, позволяющим определить количество каждой фазы в равновесной термодинамической системе, а также концентрацию отдельных компонентов в каждой из фаз. Использование математического моделирования открывает большие возможности для получения фазовых диаграмм локальных РГЖС (при известном соотношении в залежи газообразных и жидких УВ) и газожидкостных систем, соответствующих крупной зоне нефтегазонакопления или даже нефтегазоносной провинции (бассейну). В этом случае на полученной сводной фазовой диаграмме каждому скоплению УВ должна соответствовать определенная точка в двухфазной области с фиксированными значениями исходного газового фактора (при известных Р и Т) и свойствами паровой и жидкой фаз.
Реализовать эту идею можно с помощью программы, разработанной Г.Р. Гуревичем и А.И. Брусиловским [1]. В качестве исходных параметров взяты индивидуальный состав УВ и содержание кислых компонентов пластового газа, фракционный состав жидкой фазы, термобарические условия их взаимодействия. Однако в ней не учтена роль важнейшего параметра этих систем - исходного газового фактора. В этой связи С.В. Тулаевой, Л.Н. Киреевой и Э.В. Курганской в алгоритм программы были внесены соответствующие дополнения и предложен расчет фазовых превращений на ЭВМ ЕС-1055. Для каждой изученной пробы, моделирующей взаимодействие свободных газообразных и жидких УВ с определенным исходным составом (таблица), задавались значения их соотношений (восемь вариантов ГФисх в диапазоне от 250 до 25000 м3/м3), давлений и температур. Начальное давление принято равным 15 МПа с последующим нарастанием при шаге 5-10 МПа до выхода в критическую или однофазную область. Влияние температурного фактора рассмотрено в диапазоне значений 50-175 °С (шаг 25°С).
Результаты математического моделирования фазовых превращений пробы 1, отражающей взаимодействие метанонафтеновой нефти и сухого УВ газа в различных термодинамических условиях (Р, Т), иллюстрируются фазовой диаграммой, приведенной на рисунке. Полученную диаграмму можно считать сводной для всех РГЖС, сформированных (в указанном диапазоне Р, Т, ГФисх) в зонах распространения метано-нафтеновых нефтей. На ней отчетливо прослеживается двухфазная область, _ оконтуренная кривыми начала конденсации и испарения, внутри которой проведены изолинии содержания жидкой фазы. За пределами двухфазной области выделяются области распространения нефтяных скоплений и сухих газов.
Как показали расчеты, предельные значения ГФисх и критического давления, при которых системы еще могут находиться в двухфазном состоянии при Т - 50, 100 и 150° С, составляют соответственно 32000 (56 МПа), 29000 (49 МПа) и 25000 м3/м3 (43 МПа), при этом критическое газосодержание объединенной УВГЖС (значение ГФисх в критической точке) отвечает 1000 м3/м3 (см. рисунок). Аналогичные фазовые диаграммы построены для метанонафтеновой нефти, взаимодействующей с жирным газом, и метаноароматической нефти, взаимодействующей с сухим и жирным газом (см. таблицу). Естественно, что для двух последних УВГЖС наблюдаются более высокие значения Ркр (при сопоставимых температурах), а предельные значения ГФисх, при которых система может существовать в двухфазном состоянии, превышают 30000 M3/M3.
Важно, что рассматриваемая сводная фазовая диаграмма отражает некую совокупность отдельных УВГЖС, образующих общую газожидкостную систему.
Область применения расчетных фазовых диаграмм обширна. Прежде всего - это прогноз фазового состояния и состава углеводородных газожидкостных систем на разных глубинах их залегания. Причем в двухфазной области можно выделить зоны распространения нефтегазоконденсатных скоплений, газоконденсатно-нефтяных, а также газоконденсатных залежей с непромышленными нефтепроявлениями.
Кроме того, используемая программа расчета фазовых превращений пластовых углеводородных газожидкостных систем позволяет получить сведения о составе газовой и жидкой фаз, газоконденсатном факторе пластового газа и газовом факторе . пластовой нефти. Такая информация необходима не только на этапе нефтегазопоисковых работ, но и для оценки добывных возможностей выявленной залежи, выбора оптимального режима залежи и др.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Summary phase diagram Is given. It was created on the base of retrograde gas-liquid systems modeling with three variable parameters (pressure, temperature, initial gas factor). The diagram reflects the combination of separate gas-liquid .systems, forming a single gas-liquid system. The use of these diagrams will speed up calculation of hydrocabons phase state for different oil and gas regions and zones of oil and gas accumulation.
Номер пробы |
Жидкая фаза |
Газовая фаза, % |
||||||||||
плотность, г/см3 |
молекулярная масса |
выход фракции, НК-200 °С |
тип УВ-состава |
молекулярная масса |
СН4 |
С2Н6 |
C3H8 |
изо-С4Н10 |
н-С4Н10 |
азот |
CO2 |
|
1 |
0,810 |
182 |
45 |
М - А |
17 |
96,11 |
1,73 |
0,69 |
0,15 |
0,30 |
0,53 |
0,24 |
2 |
0,810 |
182 |
45 |
М - А |
19 |
79,44 |
8,09 |
2,99 |
0,4 |
0,65 |
0,74 |
0,24 |
3 |
0,847 |
252 |
13,2 |
М - А |
17 |
96,11 |
1,73 |
0,69 |
0,15 |
0,30 |
0,53 |
0,24 |
4 |
0,847 |
252 |
13,2 |
М - А |
19 |
87,83 |
5,01 |
3,00 |
0,78 |
1,51 |
0,08 |
0,24 |
ФАЗОВЫЕ ДИАГРАММЫ ПЛАСТОВОЙ УВГЖС (проба 1) ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МОДЕЛИРОВАНИЯ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ НА ЭВМ ДЛЯ T = 50°С (A), 100°С (Б) И 150°С(В).
С - критическая точка УВГЖС; а - кривая точек начала парообразования; в - критическая точек росы; изолинии - объемная доля жидкой фазы УВГЖС, %