К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:622.276:533

© Коллектив авторов, 1990

Особенности фазового состояния пластовых газожидкостных систем с повышенным содержанием высококипящих УВ

В.Н. МАРТОС (ВНИГНИ), В.И. ЛАПШИН, Г.П. БЫЛИНКИН (НВНИИГГ), Н.Ш. КУВАНДЫКОВ (ЮУФ ВНИГНИ)

Пластовые газожидкостные смеси в зависимости от состава и термодинамических условий могут находиться в жидком, газожидкостном и парообразном состоянии. Эксперименты, проведенные с пластовыми системами с повышенным содержанием жидкой фазы (С5+высш.), выявили возможности существования в пластовых условиях переходных газожидкостных систем. Для подтверждения вышесказанного приведены результаты исследований, проведенных на установке фазовых равновесий типа Magra-PVT и модернизированной АСМ-600. Исследовались пластовые и модельные смеси, составленные из нефтей и газов сепарации Карачаганакского газоконденсатного (КГКМ) и Росташкинского месторождений. Состав газов, использованных для рекомбинации пластовых смесей 1 и 2 КГКМ, следующий (%): C189,46 и 74, С2–2,15 и 9,34, С3 – 1,02 и 2,78, i4 – 0,17 и 1,55, n4 – 0,35 и 0,52, i6 – 0,17 и 0,17, п-С5 – 0,15 и 0,12, i-C6 – 0,10 и 0, n6 – 0,11 и 0, СО2 – 2,23 и 6,02, H2S – 2,49 и 4,40, Н2 – 0,05 и 0, Не – 0,02 и 0, N2 – 1,53 и 1,10 соответственно.

Результаты разгонки нефтей КГКМ, использованных для составления рекомбинированных смесей, приведены в табл. 1.

Смесь 1 состояла из пластовой нефти скв 207 КГКМ с добавлением метана до газового фактора 920 м33. Ее переводили в однофазное состояние при пластовом давлении и температуре путем перемешивания в течение 120 ч. После этого однородного парообразного состояния не наблюдалось, система оставалась неопределенной газожидкостной без границ разделения. Повышение давления до 100 МПа и температуры до 423 К практически не изменило вида системы. В низу камеры PVT устойчиво фиксировалась жидкость темно-красного цвета, которая постепенно к верху камеры переходила, вероятно, в газообразную фазу светло-желтого цвета.

Смесь 2 была составлена с помощью рекомбинации нефти и газа при газосодержании 893 м33. Давление насыщения смеси составило 57,8 МПа при пластовой температуре 357 К. При дополнительной закачке газа в нефть до газосодержания 997 м23 часть нефти перешла в парообразное состояние. Однако значительный ее остаток при длительном перемешивании также не удалось растворить в газе.

Для уточнения компонентного состава систем в процессе исследований смесей 1 и 2 были отобраны пробы из различных сечений камеры PVT. Результаты их анализа приведены в табл. 2.

Аналогичные результаты получены при PVT-исследовании смеси 3, составленной из пластовой нефти (скв. 180, интервал отбора 4442–4464 м) и газа сепарации Росташкинского месторождения. Глубинная проба нефти при пластовом давлении 47,6 МПа и температуре 360 К имела плотность 0,8044 т/м3 и газовый фактор 314 м33.

Газ промысловой сепарации имел следующий состав (%): С,–82,55; С2–8,52, С3–4,46, i4– 0,63, n4–1,17, i5–0,31, n5–0,37, n6–0,10, С7+высш – 0,12, другие УВ – 0,15, СО2 – 0,92, N2+редкие – 0,60, Не – 0,10.

Эксперименты проводились следующим образом. На первом этапе осуществлялось насыщение нефти газом с определением давления насыщения визуальным путем. В гомогенном жидком состоянии пластовая нефть находилась при газосодержании 835 м33, давление насыщения увеличилось от 22,5 до 36 МПа. После достижения данного газосодержания большая часть нефти перешла в газожидкостное состояние.

При вертикальном перемещении полученной системы в смотровом окошке наблюдался плавный переход от темно-коричневого цвета к лимонно-желтому и до бесцветного в газоконденсатной части. Далее дополнительной закачкой газа газовый фактор был доведен до 1200 м33 (смесь 3). Наблюдаемая ранее цветовая картина не изменялась. Давление насыщения жидкости в нижней части камеры PVT снизилось до 29 МПа при газосодержании жидкости 836 м33 за счет увеличения ее плотности, а также уменьшения газосодержания из-за выделения части растворенного газа.

После длительного перемешивания газожидкостной смеси 3 была проведена стандартная сепарация флюидов, находящихся в средней (конденсатной) и нижней (нефтяной) зонах, при пластовых термобарических условиях (табл. 3).

Содержание УВ С5+высш. в конденсатной и нефтяной частях составила соответственно 33,46 и 68,25, метана 46,24 и 22,02 этана 7,07 и 3,37, пропана 5,53 и 2,98 %.

Таким образом, различные свойства смеси в нижней части средней зоны позволили отнести их соответственно к нефтяной и газоконденсатной системам.

Хроматографический анализ легких фракций (н. к.– 150 °С), отогнанных из сепарированных жидкостей верхней и нижней зон, не выявил существенного различия в структурно-групповом составе. Среднее содержание алканов 41,9, изоалканов 21,26, нафтенов 33,20 и аренов 3,64 %. Следовательно, увеличение плотности нефти и снижение растворяющей способности газа приводят к возрастанию дифференциации смеси в верхней и нижней частях камеры PVT. Так, при растворении нефти плотностью 0,836 т/м3 в газе с содержанием метана около 90 % (смесь 1) газосодержание в верхней части камеры PVT составило 3696 м3/т, в нижней – 393. Плотность растворенной жидкости (тяжелой нефти) изменилась от 0,807 до 0,897 т/м3. При растворении нефти плотностью 0,818 т/м3 в газе с содержанием метана 74 % (смесь 2) дифференциация газосодержания и плотности в верхней и нижней частях камеры PVT составила соответственно 2365, 956 м3/т и 0,807, 0,821 т/м3.

Исследования показали, что в соответствующих термобарических условиях УВ-жидкости (нефти, конденсаты) при перенасыщении их газом образуют особые устойчивые системы с дифференцированным составом и фазовым состоянием по разрезу камеры PVT. Подобная дифференциация более всего проявляется при растворении нефти, конденсата плотностью более 0,800 т/м3, газосодержанием 2500 м3/т и ниже, несмотря на интенсивное перемешивание и стабилизацию.

Газоконденсатные смеси, образующиеся в нижней части камеры PVT, имеют, как уже отмечалось, значительно более низкое газосодержание и более высокую плотность растворенной нефти, повышенное количество смол и асфальтенов (смесь 3, см. табл. 3).

Подобные газожидкостные системы с дифференциацией свойств и фазового состояния возникают в природных резервуарах большой мощности в результате различной способности компонентов нефти растворяться в газе и действия гравитационных сил, например, на Карачаганакском месторождении.

Очевидно, что подобные системы будут образовываться и при закачке газа в конденсатные и нефтяные пласты для увеличения нефтегазоконденсатоотдачи, что необходимо учитывать при проектировании разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Abstract

This paper presents the results of studies on reservoir and model mixtures composed of oils with methane and separation gases from the Karachaganak and Romashka fields. Possibilities are indicated for determining saturation pressure of reservoired oils by a visual method. Under appropriate thermobaric conditions, hydrocarbon fields, when being supersaturated with gas, form stable systems characterized by differential composition and phase state from the bottom to the top of the chamber PVT.

Таблица 1. Физико-химические свойства нефтей КГКМ, использованных для составления рекомбинированных смесей

Параметры нефти

Температура (°С) разгонки нефти для составления

смеси 1

смеси 2

Выход нефти, %

   

10

340

332

10

400

377

20

447

403

30

498

431

40

542

459

50

588

497

60

623

534

>70

633

579

Остаток, %

21

12,49

Потери, %

9

6,25

Плотность нефти при 293 К, т/м3

0,8309

0,8180

Молекулярная масса

220

190

Таблица 2. Результаты PVT-исследований газонефтяных смесей

Уровни отбора

Смесь 1

Смесь 2

газосодержание, м3

плотность растворенной жидкости, т/м3

газосодержание, м3

плотность растворенной жидкости, т/м3

1 (верх камеры)

3696

0,807

2365

0,8077

2

3688

0,812

2039

0,8150

3

2406

0,834

1582

0,8187

4 (низ камеры)

393

0,891

956

0,8213

Примечание Термодинамические условия: для смеси- 1 р=56,09 МПа, T=423 К, для смеси 2 р=57,8 МПа, T=357 К.

Таблица 3. Физико-химические свойства сепарированных флюидов

Характеристика флюидов

Средняя зона

Нижняя зона

Плотность, т/м3

0,7964

0,8184

Молярная масса, г

154,4

168,7

Содержание, %

   

парафина

2,16

5,33

серы

0,88

1,11

смол силикагелевых

3,18

5,98

асфальтенов

0.16

Сайт создан в системе uCoz