Среди находящихся в эксплуатации газоконденсатных месторождений многие имеют как рассеянную в газовой зоне жидкую фазу (нефть или конденсат), так и нефтяные оторочки промышленного и непромышленного значения. Помимо этого известны нефтяные месторождения с газовой шапкой, газ которой обладает газоконденсатными свойствами.

В соответствии с требованиями, предъявляемыми к газоконденсатным месторождениям, еще до начала эксплуатации необходимо дать прогноз изменения добычи и потерь конденсата в зависимости от давления. Эти исследования проводятся обычно на установках PVT с рекомбинированной пробой, соответствующей составу пластового газа, независимо от того, содержится ли в месторождении рассеянная нефть или нефтяная оторочка, контактирующая с пластовым газом. Вместе с тем известно, что на фазовое поведение и взаимный переход между фазами наряду с давлением и температурой большое влияние оказывает общий состав системы. Поэтому присутствие в пласте начальной углеводородной жидкой фазы должно влиять на состав пластового газа и, следовательно, на коэффициент извлечения конденсата.

В настоящей статье излагаются результаты проведенного авторами изучения влияния количества начальной жидкой фазы, ее свойств и температуры на потери и коэффициент извлечения конденсата. Рекомбинированная проба нефти и газа составлялась из различных исходных нефтей с плотностями: r₁=0,823 т/м³, r₂=0,838 т/м³, r₃=0,87 т/м³ (подробная характеристика нефтей дана ранее [4]) в различных соотношениях с газом и изучалась при температурах 353–413 К. Газ, вводившийся в равновесие с нефтью, имел следующий состав (%): С₁=95,1, С₂=3,08, С₃=0,73, i-C₄=0,11, n-С₄=0,22, i-C₅=0,06, n-С₅=0,09, С₆=0,11, СО₂=0,5. Начальное давление в основном было равно 80 МПа.

В результате фазового обмена при начальном давлении и различных температурах газовая фаза обогащалась тяжелыми УВ и представляла собой газоконденсатную систему. Изменялась также характеристика жидкой фазы. В табл. 1 приведены данные по выпускам из бомбы PVT газовой и жидкой фаз при начальных давлениях для всех изученных систем. Показаны объемы жидких фаз в процентах от объема смеси, плотности и молекулярные массы жидких фаз и конденсатов при условиях стабилизации, а также конденсатные факторы К газоконденсатной газовой фазы.

Дифференциальные изотермы конденсации, имитирующие эксплуатацию газоконденсатных систем без поддержания пластового давления, изучались до давления максимальной конденсации, которое оказалось равным для большинства систем примерно 20 МПа.

В табл. 2 приведены результаты изменения объемов жидких фаз для всех систем и определена величина DV, т. е. изменение ее объема по сравнению с первоначальным V_ж.н. Эти же результаты изображены на рис. 1, где DV построена в зависимости от начального объема V_{ж н} для различных температур и исходных нефтей. В табл. 2 приведены также значения коэффициентов извлечения h_к конденсата без нефти и в ее присутствии и показана величина разности.

Следует отметить, что с ростом объема начальной жидкой фазы значение h_к уменьшается как при его увеличении за счет потерь конденсата при снижении давления, так и при его уменьшении за счет преобладания процесса дегазации. На рис. 2 показано изменение величины h_k в зависимости от V_Ж.Н.

Поскольку обычно экспериментальные исследования для определения h_к проводятся с газовой фазой пласта, то необходимо ввести поправку при наличии жидкой фазы. Присутствие последней и ее количество в пласте можно ориентировочно оценить, используя данные [3]. Если известна плотность пластовой жидкой фазы, то можно для введения поправки на величину h_к использовать формулу

h_к=h_э–Dh_к или

где h_э – экспериментально определенная величина коэффициента извлечения конденсата с газовой фазой пласта, %, r – плотность пластовой жидкой фазы при стандартных условиях, т/м³, V_H – объем начальной жидкой фазы в процентах от углеводородного объема пласта. Пределы изменения величин: r – от 0,865 до 0,937 т/м³, V_H – от 1 до 25 %.

Для ориентировочного определения величины изменения V_H можно воспользоваться формулой:

Пределы изменения величин: q – от 0,865 до 0,937 т/м³, V_H – от 1 до 65 %, Т – от 353 до 413 К.

1. Покровский К.В., Дьяченко И.И., Разамат М.С. Исследование влияния присутствия нефти на изменение потерь и добычи конденсата при дифференциальной конденсации // Газовое дело.– 1969.– № 2.– С. 6–9.
2. Покровский К.В., Дьяченко И.И., Разамат М.С. Исследование влияния присутствия нефти на изменение потерь и добычи конденсата при дифференциальной конденсации // Газовое дело.– 1969.– № 3.– С. 9–11.
3. Прикладная геохимия нефти и газа / А.X. Мирзаджанзаде, Ф.М. Багирзаде, Г.С. Степанова, М.С. Разамат – Баку: Азернешр.– 1985.
4. Садых-заде Э.С., Разамат М.С. Фазовое состояние газонефтяных систем при высоких давлениях // Геология нефти и газа.– 1987.– № 6.-С. 26–30.

Температура, К: 1 – 413, 2 – 353 при r_исx=0,838 т/м³,3 – 393, 4 – 353 при r_исx=0,823 т/м³, 5 – 413, 6 – 353 при r_исx=0,87 т/м³

Температура, К: 1 – 353, 2 – 393 при r_ИСХ=0,823 т/м³, 3 – 353, 4 – 413 при r_исх=0,838 т/м³, 5 - 353, 6 – 413 при r_исх=0,87 т/м³