Т.Д. Островская, И.А. Гриценко, В.И. Желтовский (ВНИИгаз)

классические газоконденсатные системы, в которых с увеличением содержания углеводородов С₅₊ повышается давление начала конденсации;

околокритические газоконденсатные системы, в которых рост концентрации С₅₊ ведет к снижению давления начала конденсации.

Результаты исследований фазовых превращений пластовой системы показали, что при рекомбинации отобранных проб газа и конденсата (256 г/м ) происходит недонасыщение пластовой смеси конденсатом. При пластовом давлении 60 МПа и температуре 110 °С давление начала конденсации составляет 46 МПа, коэффициент извлечения конденсата из недр – 0,69.

Для определения типа залежи Астраханского месторождения проведена серия загрузок газа и конденсата в бомбу PVT с различным содержанием жидкой и газообразной фаз (140-500 г/м³ ).

Установлено, что при содержании С₅₊ до 400 г/м³ УВ-система остается газоконденсатной с переходом в жидкое состояние при последующем увеличении содержания конденсата.

В следующей серии экспериментов по изучению влияния концентрации диоксида углерода учитывалось воздействие как уровня содержания конденсата, так и температуры системы. Стартовые параметры эксперимента: концентрация диоксида углерода 0,1; 25; 39 %, количество конденсата 500; 700; 900 см³/м³, температура 50; 80; 110 °С. В результате эксперимента установлено, что диоксид углерода снижает давление начала конденсации и увеличивает конденсатоотдачу, причем наибольшее его влияние на растворимость конденсата отмечается при низких температурах; с ростом температуры резко снижается влияние диоксида углерода; предельные концентрации СO₂ при разной температуре оказывают существенное влияние на растворимость углеводородов С₅₊; системам с небольшим содержанием конденсата (до 500 см³/м³) соответствуют концентрации СO₂ 40-50 %; для околокритических систем – чем больше конденсата в системе, тем ниже предел концентрации СO₂: при содержании 500 см³/м³ – 9 %, при 700 см³/м³ – 7 %, при 900 см³/м³ – на уровне 5-6 %.

Добавление диоксида углерода в пластовую систему способствует увеличению, во-первых, степени недонасыщенности и, во-вторых, удержанию углеводородов С₅₊ в газовом состоянии, что ведет к дополнительному извлечению конденсата из недр. Причем результаты исследований свидетельствуют о положительном эффекте второго фактора на повышение конденсатоотдачи за счет закачки газа. Однако следует подчеркнуть, что при содержании конденсата свыше 700 см³/м в системе удерживающая способность углеводородов С₅₊ при наличии диоксида углерода снижается, что четко видно из обобщенной номограммы (рис. 1), отображающей комплексное влияние диоксида углерода в условиях различных температур и содержаний конденсата на коэффициент конденсатоотдачи. Эмпирические зависимости давления начала конденсации и коэффициента конденсатоотдачи от содержания диоксида углерода (n_СО2 ) соответственно имеют вид:

Для решения данной проблемы проводился цикл исследований с конденсатом (плотность 810 кг/м³ , молекулярная масса 165) Астраханского месторождения.

Характер влияния сероводорода на фазовые превращения углеводородов С₅₊ системы изучался при конденсатосодержании 256; 400; 600 г/м³ и температурах 50; 80; 110 °С. Содержание сероводорода в исследуемых смесях достигало 24 % (табл. 1).

Во всех случаях сохранялась общая тенденция к снижению давления начала конденсации при росте концентрации сероводорода в пластовом газе. Следует подчеркнуть, что при содержании сероводорода в газе свыше 16-20 % его влияние на снижение величины давления начала конденсации оказывается более существенным при низких температурах, чем при высоких.

Оценить степень влияния сероводорода на давление начала конденсации можно с помощью номограммы (рис. 2).

Для изучения влияния сероводорода на конденсатоотдачу выполнена серия опытов по дифференциальной конденсации пластового газа.

Результаты исследований показали, что сероводород не только интенсивно снижает величину давления начала конденсации, но и ведет к падению конденсатоотдачи. Так, при содержании конденсата 256 г/м³ и температуре 110 °С в системе без сероводорода коэффициент конденсатоотдачи составляет 0,50, при 7 % сероводорода – 0,45, при 24 % – 0,40; при 400 г/м³ соответственно 0,38; 0,31; 0,3; при 600 г/м³ – 0,29; 0,22; 0,20.

Указанное явление можно объяснить следующим образом. При проведении дифференциальной конденсации в присутствии сероводорода отмечалась характерная особенность – выпадение осадка темного цвета, причем с увеличением содержания сероводорода в газе этот процесс становился более интенсивным, продолжался до давления 30-35 МПа и затухал при дальнейшем снижении давления. Для газа, не содержащего сероводород, выпадения осадка не наблюдалось.

В результате взаимодействия сероводорода с углеводородами выпадает осадок, являющийся катализатором, способствующим более интенсивному переходу углеводородов C₅₊ в жидкую фазу при достижении давления ниже точки росы, следствием чего оказывается снижение конечного коэффициента конденсатоотдачи.

Отметим, что в условиях наличия диоксида углерода с ростом его концентрации в системе наблюдается повышение конденсатоотдачи с одновременным увеличением плотности выпавшего конденсата (табл. 2).

В данном случае в процессе дифференциальной конденсации диоксид углерода способствует "захвату" легкой части углеводородов С₅₊.

Количественная оценка влияния неуглеводородных компонентов на основные газоконденсатные характеристики выполнена для условий применительно к Астраханскому месторождению: температура 110 °С, содержание конденсата 256 г/м³.

Характер влияния концентрации сероводорода и диоксида углерода на растворимость конденсата (давление начала конденсации) представлен на рис. 3, из которого видно, что при содержании 14 % сероводорода и диоксида углерода до 14 % давление начала конденсации снижается до 8 % от фонового значения. При росте концентрации диоксида углерода до 25 % отмечено резкое увеличение темпа влияния последнего на растворимость конденсата: давление начала конденсации снижается до 35 % от фонового уровня. Дальнейшее увеличение концентрации диоксида углерода практически уже не влияет на растворимость конденсата. Сероводород по сравнению с диоксидом углерода в области повышенных концентраций воздействует в меньшей степени, однако, без снижения темпа влияния на растворимость конденсата с увеличением содержания его в системе.

Сероводород, как было показано, снижает величину конденсатоотдачи. Темп снижения при увеличении концентрации сероводорода на 1 % составляет в среднем 0,8 % от фонового уровня. При наличии же диоксида углерода до 25 % темп роста коэффициента конденсатоотдачи на каждый процент СO₂ составляет 2,2 %, при последующих добавках замедляется до 0,7 %.

При совместном влиянии сероводорода и диоксида углерода темп роста коэффициента конденсатоотдачи составляет 0,3 % на 1 % смеси (рис. 4).

Зависимости коэффициента конденсатоотдачи из недр от уровня концентрации сероводорода (n_H2S) и смеси кислых компонентов (n_см) соответственно имеют вид:

На фазовое поведение пластовой газоконденсатной системы можно повлиять, добавив в нее легкие фракции углеводородов С₅₊. При проведении эксперимента в пластовую газоконденсатную систему добавлялись фракции конденсата Астраханского месторождения в диапазоне температур кипения 40-240 °С (40-70; 70-100; 100-130; 130-140; 150-175; 175-240).

Методика исследования заключалась в следующем: в бомбе PVT пластовая система Астраханского месторождения с начальными пластовыми условиями (давление 60 МПа, температура 110 °С) насыщалась указанными фракциями конденсата различного объема. После приведения системы в однофазное газовое состояние и определения давления начала конденсации проводился дифференциальный выпуск пластовой системы из бомбы PVT начиная с давления 60 МПа для оценки коэффициента конденсатоотдачи из недр. Эксперименты свидетельствуют об интенсивном влиянии легких фракций конденсата на фазовые переходы пластовой системы. Причем наибольшее влияние на давление начала конденсации оказывают добавки фракций конденсата до 1,5 % от объема пластовой системы. Температура кипения фракций практически не влияет на темп снижения давления начала конденсации: давление начала конденсации изменилось от 34,5 МПа для фракции 40-70 °С до 33,5 МПа – в вышекипящих фракциях. Таким образом, наличие в системе 1,5 % фракции обусловило снижение давления начала конденсации на 10,5-11,5 МПа. Коэффициент конденсатоотдачи за счет снижения давления начала конденсации увеличился с 0,69 до 0,76-0,77, т.е. отмечается практически одинаковое влияние фракций с различной температурой кипения на конденсатоотдачу. При дальнейшем увеличении концентрации фракций в системе степень влияния последних заметно снижается, особенно при добавке углеводородов с температурой кипения 175-240 °С. Так, при загрузке фракции 40-70 °С в объеме 3 % давление начала конденсации снизилось на 20 МПа – до 26 МПа, для фракции 100-130 °С давление однофазного состояния снизилось на 18 МПа. Эффект влияния добавки фракций в объеме 3 % на коэффициент конденсатоотдачи высокий. Значение последнего увеличилось до 0,82-0,83 при фоновом 0,69.

При добавке фракции с температурным пределом кипения 175-240 °С пластовая система перешла из газового состояния в жидкое. Давление насыщения при этом составило 30 МПа. Переход системы в жидкое состояние совершался при добавке 5 % фракций при 70-100 и 100-130 °С. Давление насыщения составило соответственно 23,0 и 20,3 МПа, для фракции 40-70 °С оно равнялось 25 МПа.

Влияние фракций (X_фр, %) на коэффициент конденсатоотдачи можно определить по зависимости

К = 0,6942 + 0,0423 Хфр. (7)

Экспериментально доказано, что пластовая система Астраханского месторождения по фазовому состоянию относится к типу классических газоконденсатных.

На фазовые превращения пластовой газоконденсатной системы Астраханского месторождения можно повлиять путем закачки в нее легких фракций конденсата. Наибольший эффект получен при добавке последних до 1,5 % от объема пластовой системы, причем температура кипения фракций не оказывает значительного влияния. Анализ результатов экспериментов показал, что наличие в системе 3 % фракций 40-130 °С по интенсивности влияния равносильно добавке диоксида углерода до 38 % (при 14,7 % в исходной смеси).

The article deals with important aspects of phase transformations of stratal system related to change in liquid hydrocarbons solubility in gases of various composition under different thermobaric conditions and gaseous and liquid phases relationships. Primary emphasis is being given to effect of hydrogen sulfide admixture of hydrogen sulfide along with carbon dioxide in gases on solvent ability of the letters with respect to liquid hydrocarbons. From experiments under different temperature and condensate content that simulate the phase transitions in bottom-hole zone it was concluded that an increase in both carbon dioxide and hydrogen sulfide concentrations in formation gas leads to pressure decrease at the start of condensation manifesting more sharply under lower temperatures than under higher ones. However, if carbon dioxide admixture in gas improving a solubility of condensate in it will increase condensate recovery, hydrogen sulfide negatively effects on a value of condensate recovery from the subsurface. The materials presented are of interest not only in theoretical but also in practical aspect since these may contribute in selecting a rational development system for the Astrakhan and other gas-condensate pools.