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 (%): C₁–89,46 и 74, С₂–2,15 и 9,34, С₃ – 1,02 и 2,78, i-С₄ – 0,17 и 1,55, n-С₄ – 0,35 и 0,52, i-С₆ – 0,17 и 0,17, п-С₅ – 0,15 и 0,12, i-C₆ – 0,10 и 0, n-С₆ – 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 м³/м³. 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 м³/м³. Давление насыщения смеси составило 57,8 МПа при пластовой температуре 357 К. При дополнительной закачке газа в нефть до газосодержания 997 м²/м³ 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 м³/м³.

Газ промысловой сепарации имел следующий состав (%): С,–82,55; С₂–8,52, С₃–4,46, i-С₄– 0,63, n-С₄–1,17, i-С₅–0,31, n-С₅–0,37, n-С₆–0,10, 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 м³/м³, 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 м³/м³ (смесь 3). Наблюдаемая ранее цветовая картина не изменялась. Давление насыщения жидкости в нижней части камеры PVT снизилось до 29 МПа при газосодержании жидкости 836 м³/м³ 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 %.

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).

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.

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