Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проблемы изучения глубокозалегающих нефтегазоконденсатных систем
1.1. Особенности фазового состояния углеводородных систем глубокозалегающих месторождений
1.2. Методы исследований нефтегазоконденсатных систем
1.3. Способы диагностирования фазового состояния углеводородных систем...
Выводы
Глава 2. Техника и технология проведения термодинамических исследований на установках фазовых равновесий
2.1. Современная аппаратура для выполнения термодинамических исследований нефтегазоконденсатных систем
2.2. Комплекс отбора проб для проведения экспериментальных исследований на установках pVT углеводородных систем сложного состава
2.3. Разработка алгоритма подготовки рекомбинированных проб углеводородных систем сложного состава
2.4. Методики экспериментальных исследований нефтегазоконденсатных систем на установке RUSKA (модель 2370)
Выводы
Глава 3. Физическое моделирование фазовых превращений углеводородных газожидкостных систем
3.1. Общие представления о фазовых превращениях нефтегазоконденсатных систем
3.2. Закономерности изменения характеристик, характеризующих фазовое состояние нефтегазоконденсатных систем различного состава
3.3. Экспериментальный метод определения фазового состояния углеводородных систем сложного состава
3.4. Физическое моделирование фазового поведения углеводородных систем при различных температурах
Выводы
Глава 4. Оценка фазового состояния и особенности фазового поведения углеводородных систем глубокозалегающих залежей
4.1. Оценка фазового состояния пластовых флюидов Югид-Соплесского месторождения на стадии разведочного бурения
4.2. Изучение особенностей фазового поведения углеводородных систем, находящихся в околокритическом состоянии
Выводы
Литература
- Особенности фазового состояния углеводородных систем глубокозалегающих месторождений
- Современная аппаратура для выполнения термодинамических исследований нефтегазоконденсатных систем
- Общие представления о фазовых превращениях нефтегазоконденсатных систем
- Оценка фазового состояния пластовых флюидов Югид-Соплесского месторождения на стадии разведочного бурения
Введение к работе
Актуальность проблемы
Важнейшим условием функционирования нефтегазодобывающего комплекса каждого государства в целом и каждого предприятия в частности является ресурсная база. На ее создание, расширение и освоение направлен весь геолого-разведочный процесс. Повышение эффективности геологоразведочных работ тесно связано с повышением качества информации, получаемой в ходе разведочного бурения.
Согласно статистическим данным, более 90 % всех выявленных на земном шаре и разрабатываемых в настоящее время залежей нефти и газа сосредоточены на глубинах до 3 км. В этой связи перспективами развития нефтяной и газовой промышленности предусматривается освоение глубокопогруженных горизонтов как одного из важнейших объектов поисково-разведочных работ на нефть и газ. Поэтому проблеме изучения углеводородных систем глубокозалегающих горизонтов в последнее время уделяется пристальное внимание.
В условиях высоких давлений и температур происходит закономерное сближение состава и свойств углеводородных систем различных классов, что сопровождается возрастанием содержания жидких углеводородных компонентов для газоконден-сатных систем и газообразных - для нефтяных. Помимо высокого содержания жидких углеводородов они характеризуются промышленными концентрациями этана, пропана и бутана, являющимися ценным сырьем для нефтехимии.
Такие системы сложного состава из-за расположения на фазовой диаграмме в околокритической области относят к системам переходного состояния, которые в зависимости от пластовой температуры и состава могут находиться в однофазном газообразном или жидком состоянии. Возникающая в данном случае неопределенность приводит к затруднениям выбора методов (технологий) проведения промысловых и .последующих экспериментальных исследований, а также используемой при этом терминологии:
Залежи углеводородов переходного состояния открыты на территории России и республик бывшего СССР (Прикаспийская нефтегазоносная провинция, Днепровско-Донецкая нефтегазоносная область и др.). В пределах Тимано-Печорской провинции
подобные залежи впервые изучены в ходе разведочного бурения на Ю гид-Сопл есской структуре.
Как показывает практика, подобные природные объекты являются уникальными и малоизученными, а интерпретация результатов их исследований порой неоднозначна. Опыт их исследований способствует развитию представлений о фазовых превращениях природных углеводородных систем.
Основные проблемы изучения углеводородных систем сложного состава обусловлены тем, что на сегодняшний день не существует достаточно надежных методов определения их фазового состояния, которое определяет тип залежи, выбор способа подсчета запасов и разработки. Это предопределило необходимость совершенствования, разработки и внедрения новых методов исследований, позволяющих иметь уже на стадии разведочного бурения четкие представления о составе и фазовом поведении углеводородных систем глубокозалегающих залежей.
Цель работы
Разработка и совершенствование методов физического моделирования состава и фазового поведения углеводородных систем для повышения эффективности и надежности подсчета запасов, проектирования разработки и эксплуатации глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений.
Основные задачи исследований
Основными задачами диссертационной работы являются:
анализ существующих способов диагностирования типа залежей углеводородов;
разработка и совершенствование техники и технологии проведения экспериментальных исследований нефтегазоконденсатных систем сложного состава;
физическое моделирование фазового поведения газожидкостных углеводородных систем различного состава в широком диапазоне давлений и температур;
создание метода определения фазового состояния глубокозалегающих нефтегазоконденсатных систем.
Научная новизна
В диссертационной работе предложены и обоснованы новые приемы постановки и проведения экспериментальных исследований пластовых углеводородных флюидов глубокозалегающих нефтегазоконденсатных залежей. Изучены закономерности влияния состава и температуры на фазовые характеристики углеводородных смесей, которые использованы для уточнения фазового поведения в околокритической области. На их основе разработан новый метод определения фазового состояния углеводородных газожидкостных систем сложного состава, заключающийся в нахождении граничных условий существования флюидальных систем различных классов.
Методы решения поставленных задач
Для решения поставленных задач использовались методы физического моделирования, которое осуществлялось с помощью отечественных и зарубежных установок фазовых равновесий.
Практическое внедрение работы
Результаты диссертационной работы были использованы при обосновании под-счетных параметров для месторождений Тимано-Печорской провинции и подготовке инструкции по исследованию скважин месторождений с высоким содержанием конденсата.
В диссертационной работе разработан метод, позволяющий повысить информативность и достоверность экспериментальных исследований нефтегазоконденсатных залежей.
Апробация работы
Основные положения работы доложены:
- на научно-техническом семинаре "Комплексное изучение и моделирование сложных углеводородных систем", г. Ухта, 1996 г., Севернипигаз;
- на второй Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и сту
дентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой
* промышленности", г. Москва, 1997 г., ГАНГ имени И.М. Губкина;
на третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", г. Москва, 1999 г., РГУ НиГ имени И.М. Губкина;
на межрегиональной научно-технической конференции "Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа", г. Ухта, 2000 г., Ухтинский ГТУ;
на заседании секции "Геологоразведочные работы и геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений" научно-технического совета
* ОАО "Газпром" "Пути совершенствования методики и организация исследований на
газоконденсатность в ОАО "Газпром", г. Ухта, 2001 г., Севернипигаз;
на научно-технической конференции, г. Ухта, 2002 г., Ухтинский ГТУ;
на Всероссийской конференции "Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока", г. Ухта, 2003 г., Ухтинский ГТУ.
Основное содержание диссертации изложено в семи опубликованных работах.
. Структура и объем работ
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Работа содержит 180 страниц машинописного текста, включая 43 рисунка, 24 таблицы. Список использованных источников включает 144 наименования.
Автор считает своим долгом выразить искреннюю благодарность своему науч
ному руководителю д-ру техн. наук, профессору Тер-Саркисову P.M. за ценные сове
ты и постоянное внимание к работе на всех этапах ее подготовки.
" Автор благодарен директору филиала "Севернипигаз", канд. техн. наук
Долгушину Н.В. за создание благоприятных условий для проведения работы, д-ру техн. наук Островской Т.Д. за ценные замечания при подготовке диссертационной работы, а также Смирнову В.В. за плодотворное сотрудничество и неоценимую помощь в проведении экспериментальных исследований.
Особенности фазового состояния углеводородных систем глубокозалегающих месторождений
Фазовое состояние является важнейшим параметром, характеризующим условия нахождения скоплений углеводородов (УВ) в земных недрах. К основным взаимосвязанным факторам, обусловливающим формирование фазового состава, относят генетические, миграционные (условия формирования залежей) и геолого-тектонические.
Традиционно выделяют следующие основные типы УВ скоплений - газовые, газоконденсатные, нефтяные, К смешанному типу относят газонефтяные, газоконден-сатнонефтяные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные.
В целом, существующие классификации предполагают выделение двух классов залежей - однофазные и двухфазные. К классу однофазных относятся чисто газовые, газоконденсатные и нефтяные залежи. Двухфазные залежи, обозначение типа которых в основном зависит от соотношения нефтенасыщенного и газонасыщенного объемов, могут содержать три компонента полезных ископаемых: газ, конденсат и нефть.
Как известно, из однофазных залежей газовые и газоконденсатные при термобарических условиях пласта находятся в газообразном состоянии, а нефтяные в жидком.
Отличительной особенностью газоконденсатных залежей являются ретроградные явления, которые заключаются в выпадении из пластового газа жидкой УВ фазы при снижении давления в ходе разработки. Следует отметить, что единого количественного критерия различия между газовыми и газоконденсатными залежами по содержанию в составе пластового газа УВ С5+ не принято.
Как известно, фактическое содержание конденсата определяется термобарическими условиями, составом пластового газа и конденсата, наличием нефтяной оторочки и составом нефти, условиями формирования залежи и степенью ее насыщенности [21, 120].
Существует несколько классификаций газоконденсатных залежей по содержанию конденсата. А.Г. Дурмишьян [38] подразделяет газоконденсатные залежи на группы: с малым содержанием конденсата (до 25 r/м3); со средним содержанием кон денсата (от 25 до 100 г/м); с повышенным содержанием конденсата (от 100 до 200 г/м3); с высоким содержанием конденсата (от 300 до 500 г/м3); с уникально высо-ким содержанием конденсата (более 500 г/м ). В.И, Ермаковым и др. [17] предложен следующий классификационный ряд: низкоконденсатные (1 - 10 г/м3); конденсатные с пониженным содержанием конденсата (10 - 30 г/м3); среднеконденсатные с пони-женным (30 - 100 г/м ) и повышенным (100 - 300 г/м ) содержанием конденсата; вы-сококонденсатные (более 300 г/м3).
Различия физико-химической характеристики конденсатов и нефтей обусловлены наличием в последних высокомолекулярных углеводородных, органических кислородных, сернистых и азотистых соединений. В групповом составе конденсатов обычно преобладают метановые углеводороды, по сравнению с нефтями конденсаты состоят из более низко кипящих углеводородов, выкипающих почти полностью при температурах 300 - 350 С [38].
Выявленные скопления природного газа и нефти локализуются в широком глубинном и стратиграфическом диапазоне.
Нефти залегают на глубинах начиная практически от поверхности до 4000 м и более [130]. Пластовое давление изменяется в пределах 0,6 - 75 МПа, температура 8 -164 С. Наиболее часто встречающиеся глубины находятся в пределах от 1270 до 2230 м, пластовые давления от 12,3 до 24,4 МПа, пластовые температуры от 30 до 67 С.
Газоконденсатные залежи широко распространены на глубинах от 600 - 800 до 5000 м и ниже [119,121], довольно часто они встречаются на глубинах 2000 - 3000 м, а на глубинах 3000 - 5500 м являются основным видом углеводородных скоплений [38], С глубинами более 2000 м связаны основные разведанные запасы конденсата [21].
Минимальная и максимальная глубина, на которой выявлена газоконденсатная залежь, составляет соответственно 700 (Елшанское месторождение, Волго-Уральская область) и 6000 м (Камышнянское месторождение, Днепровско-Донецкая впадина) [21].
В зависимости от глубины залегания газоконденсатные залежи А.Г. Дурмишьян подразделил на следующие группы: связанные с малыми глубинами залегания (до
2000 м); залегающие на средних глубинах (от 2000 до 3000 м); глубокозалегающие (от 3000 до 4570 м); сверхглубокие (более 4570 м) [38].
Для газоконденсатних залежей, на данной стадии изученности, за верхний предел их существования принята температура 10 С и давление 8 МПа, а нижний -140 С и 77 МПа (Камышнянское месторождение) [21]. Газоконденсатные залежи преимущественно встречаются в отложениях с пластовым давлением более 10 МПа и температурой 20 С, а основное количество конденсата сосредоточено в пределах пластовых давлений 15-35 МПа и температур 40 - 120 С [119, 121].
В отличие от обычных нефтей, нефти переходного состояния характеризуются высоким газосодержанием и объемным коэффициентом, а также малой вязкостью и плотностью [67, 76, 85, 130]. В свою очередь, высокая газонасыщенность обуславливает более высокие значения давления насыщения. Залежи таких нефтей могут располагать запасами газа, соизмеримыми с запасами газовой залежи тех же размеров [104].
По данным Г.Ф. Требина и др. [130], выполнившим систематизацию и обработку данных более чем по 1200 залежам, для 50 % залежей значения основных физических характеристик пластовых нефтей соответствуют: давление насыщения 5,7 - 12,3 МПа; газосодержание 26 - 86 м3/м3; плотность 0,741 - 0,844 г/см3; вязкость 1,1 - 6,9 МПа с; объемный коэффициент 1,07 - 1,26. В.Н. Мамуна в работе [67] приводит характеристики пластовых нефтей переходного состояния, которые при различной степени недонасыщенности имеют газосо-держание 168 - 740 м /м , плотность 0,491 - 0,663 г/см , объемный коэффициент 1,53 -2,62, вязкость 0,17-0,4 мПа с, коэффициент сжимаемости 27,1 10"4 -31,8 10" 1/МПа. P.M. Новосельский и Ю.С. Филяс [85] к нефтям переходного состояния относят нефти с газосодержанием 300-800 м3/м3, объемным коэффициентом более 2 и вязкостью 0,1 -0,4мПа с.
У американских исследователей аналогом понятия нефти "переходного состояния" является термин "летучие" нефти. Ч. Кронквист [60] "летучими" нефтями называет "углеводороды, находящиеся в переходной зоне между нефтью и газом, которые в пластовых условиях ведут себя как системы вблизи точек начала испарения". Ч. Кронвист, используя работы Аллена и Мозеса, отмечает, что в диапазоне поверхностного газового фактора 270 - 620 м3/м3 по значению газового фактора и плотности жидких УВ нельзя судить об исходном фазовом состоянии углеводородной системы.
Современная аппаратура для выполнения термодинамических исследований нефтегазоконденсатных систем
Экспериментальные исследования углеводородных смесей проводят на установках фазовых равновесий (установках pVT). При этом фазовое состояние (жидкость или газ) и, соответственно, решаемые задачи предопределяли конструктивные особенности создаваемой аппаратуры.
Для исследований пластовой нефти был разработан целый ряд специальных установок: АСМ-300, АСМ-600, УИПН-2, pVT-12, УПН-Башнипи, АКИПН-1, УИПФ-1,5. Отличительные конструктивные особенности отдельных установок, их достоинства и недостатки подробно рассмотрены в различных работах [1, 69, 134]. К отечественным установкам для исследований газоконденсатных систем можно отнести установки pVT-7, pVT-S, УГК-2 и используемые до настоящего времени установки УГК-3 и УФР-2 [47, 136]. В настоящий момент серийное производство ни одной из вышеуказанных установок не осуществляется, В отличие от нефтяных, используемые установки для исследования газоконденсатных систем оснащены смотровым окном для визуального наблюдения за процессами, происходящими в камере pVT, и замера количества выпавшего в ходе эксперимента сырого конденсата.
Помимо вышеуказанных отечественных установок в ряде исследовательских подразделений для исследования углеводородных систем используются зарубежные установки. Зарубежные установки фазовых равновесий, как правило, антикоррозионного исполнения, можно подразделить на два типа: ртутные и безртутные.
К первому типу относятся установки: мини pVT; Raska-pVT; Magra-pVT; АСФ-pVT [63], ко второму типу - установка RUSKA (модель 2370) [37].
Универсальные современные установки Magra-pVT и RUSKA (модель 2370), принципиальные схемы которых приведены на рис.2.1, 2.2, освоены и эксплуатируются автором с сотрудниками в филиале ООО "ВНИИГАЗ"-"Севернипигаз". Данные установки антикоррозионного исполнения и имеют воздушный обогрев камер pVT. Конструктивные особенности установки Magra-pVT и методики выполнения на ней экспериментальных исследований детально рассмотрены в работе [64, 75]. Диапазон изменения температур составляет от минус 20 до 200 С, давлений - до 120 МПа.
Основная камера pVT установки Magra-pVT (объем 3,8 литра) связана с комплексом сдвоенных насосов, которые позволяют осуществлять перемещение поршня с сохранением постоянного объема и давления пробы, а также перемещение любой границы между двумя фазами "ртуть-жидкость", "ртуть-газ" или "жидкость-газ" на уровень смотрового окна.
Путем считывания объемов между двумя границами фаз определяется объем изучаемого флюида. Высокая точность замера достигается за счет малого диаметра проходного отверстия между верхней и нижней секциями камеры pVT на уровне смотрового окна.
Регулирование и поддерживание необходимого температурного режима осуществляется термостатической камерой. Наличие холодильника позволяет создавать температуру в камере pVT минусовую температуру. Автоматическая установка, регулирование, поддержание и цифровой контроль температуры и давления осуществляется при помощи пульта управления.
Magra-pVT, как и другие установки подобного типа, требуют выполнения сложных процедур обслуживания, создающих риск для здоровья персонала, связанного с присутствием ртути на рабочем месте пользователя.
Поэтому автором с коллегами были предложены технические решения по модернизации камеры pVT установки Magra-pVT, которые позволили исключить использование в качестве рабочей жидкости ртути и не повлияли на точность выполняемых измерений (рис.2.3 а).
В модернизированной камере pVT текущее положение разделительного поршня фиксируется с помощью специального штока, закрепленного на нем, по линейной шкале. В конструкцию разделительного поршня и магнитной мешалки были также внесены изменения, которые позволили уменьшить "мертвый" объем камеры. Для замера количества жидкой фазы дополнительно в нижней части камеры установили пресс с плавающим поршнем, положение которого определяется тоже по линейной шкале. Установка RUSKA (модель 2370) является установкой нового поколения, которая проходит периодическую аттестацию в органах Госстандарта России в соответст f вий с требованиями ГОСТ Р 8.568-97 "ГСИ. Аттестация испытательного оборудова ния". Максимальная рабочая температура составляет 200 С, давление - 70 МПа.
Установка имеет ряд отличительных особенностей: двухкамерную систему pVT, централизованный компьютерный контроль над всеми осуществляемыми операциями, модульную конструкцию. К основным ее элементам относятся: модуль pVT, внешний гидравлический насос, вспомогательный модуль.
Модуль pVT состоит из термостатируемого шкафа с воздушным обогревом, двухкамерной системы pVT, управляющего компьютера и блоков электронного обес 5 печения. Конструкция системы pVT позволяет проводить экспериментальные иссле дования как нефтяных, так и газоконденсатных систем. Система pVT включает в себя механическую камеру объемом 400 см3 и сменную гидравлическую камеру объемом 600 или 1400 см (см. рис.2.3 б). Верх первой камеры посредством капилляра соеди нен с нижней частью второй камеры. Объем механической камеры изменяется пере мещением поршня, приводимого в движение через понижающий редуктор шаговым электродвигателем. Изменение объема гидравлической камеры осуществляется за . счет подачи масла внешним насосом в пространство над разделительным поршнем. Камеры pVT оснащены магнитными устройствами для перемешивания пробы с за данной скоростью (от 1 до 23 см/с). Верхняя часть механической камеры оснащена сапфировым окном для визуального наблюдения и замера количества жидкой фазы. Внутренний диаметр окна составляет всего 0,3 см, что повышает достоверность изме рений до 0,07 см3/см. Между смотровым окном и запорным вентилем камеры распо ложен тензодатчик для измерения давления, совмещенный с резистивным термомет ром. "Мертвый"объем механической камеры не превышает2 см , который при необ т ходимости замера малого количества жидкости предварительно заполняют рабочей жидкостью, для которой строят калибровочные графики изменения объема от давления и температуры. "Мертвый" объем между запорным вентилем механической камеры и поршнем гидравлической камеры, в нижнем его положении, составляет 14,81 см3. Управление и контроль над работой модуля pVT осуществляется встроенным компьютером. Наличие встроенных подпрограмм в значительной степени упрощает процесс калибровки и позволяет с высокой точностью контролировать основные текущие параметры: давление - температура - объем.
Общие представления о фазовых превращениях нефтегазоконденсатных систем
Для описания фазовых превращений углеводородных систем, происходящих при изменении термобарических условий, а также идентификации типа залежи обычно используют фазовые диаграммы в координатах давление - температура. Наиболее распространенный вид такой обобщенной фазовой диаграммы (по С.Д. Пирсону), приводимой в специальной и учебной литературе по геологии, разработке газокон-денсатных и нефтяных месторождений, а также исследованию газовых и газоконден-сатных скважин [4, 14,19, 28, 38,43, 78, 80, 104, 106, 117, 118, 131, 141], представлен на рис.3.1. Некоторые авторы [31, 57, 114] для описания фазовых превращений многокомпонентных углеводородных смесей в своих работах используют фазовую диаграмму Катца и Курата [53], полученную для смеси природного газа и газолина (рис.3.2 а).
В то же время известны данные, показывающие многообразие вида экспериментальных фазовых диаграмм модельных и природных углеводородных систем в зависимости от исходного состава [53, 60, 64]. На рис. 3.2 б приведена фазовая диаграмма, полученная Алленом [60] для УВ смеси с содержанием С\ - 72,4, С -Сб - 15,0, С7+ -12,6 %мол. Вейнауг и Бредли [53] исследовали УВ смесь следующего состава, (%мол.): Сі - 53,91; С2 - 14,20; С3 - 9,64; С4 - 5,54; С5+ - 15,82; N2 - 0,76; С02 - 0ДЗ (рис.3.2 в). В.И. Лапшиным [64] выполнены эксперименты для УВ смесей различного состава Карачаганакского месторождения, содержание УВ Cs+. по которым изменялось от 1080 до 1700г/м3(рис.3.3).
На фазовой диаграмме С.Д. Пирсона (см. рис.3.1) кривая "аКв" ограничивает двухфазную область, при этом ветвь "а" является кривой насыщения, а ветвь "в" кривой точек росы. Обе ветви сходятся в критической точке "К", в которой различия между жидкостью и паром исчезают. Заштрихованные области "N4 K3 N" И "КЗМ4К" представляют собой области ретроградных явлений, которые могут происходить как при изобарическом изменении температуры (линия 1 -3 -4 ), так и при изотермическом изменении давления (линия 1-2-3-4-5). В ретроградных областях конденсация и испарение углеводородов происходят в. направлении, обратном фазовым превращениям чистого вещества. При изотермическом повышении давления происходит испарение жидкой фазы, а при изобарическом повышении температуры - конденсация паровой фазы [106]. Точка "N" является криконденбарой, а точка "М" - крикондентер-мой, т.е. точками, выше значений которых невозможно существование углеводородной системы в двухфазном состоянии. На данной фазовой диаграмме реализуются три области состояния углеводородной системы: жидкостное (нефтяная область), газообразное (газоконденсатная и газовая область) и двухфазное (двухфазная область "газ + жидкость").
Таким образом, на фазовой диаграмме при начальных термобарических условиях нефтяные месторождения располагаются выше ветви точек испарения при температурах ниже критической, газоконденсатиые месторождения - выше ветви точек росы в температурном диапазоне между критической температурой и крикондентермой, чисто газовые месторождения - в области температур выше крикондентермы.
Физическая сущность ретроградных явлений изложена в работах известных зарубежных и отечественных исследователей М.И. Гербер, Т.П. Жузе, Д.Л. Катца, М. Маскета, С.Д. Пирсона, И.Н. Стрижова и др. [18, 43, 44, 45, 53, 71, 96, 127, 140 и ДР-].
Т.П. Жузе [43, 44, 45] при изучении ретроградных явлений большую роль отводил получению экспериментальных данных по изотермической растворимости жидких УВ в сжатых газах и изобарной растворимости газов в жидких УВ различного строения. В своей работе [44] он отмечает, что в основе ретроградных явлений в га-зоконденсатных системах лежит изменение степени молекулярного взаимодействия газовых и жидких молекул углеводородов при высоких давлениях и температурах.
В то время как обычные процессы испарения и конденсации являются следствием, главным образом, взаимного притяжения тяжелых молекул, ретроградные процессы связаны с притяжением между легкими и тяжелыми молекулами. Притяжение первого типа стремится втянуть молекулу в жидкую фазу, тогда как притяжение второго типа стремиться втянуть более тяжелые молекулы в газовую фазу, когда последняя становится достаточно плотной, а именно: при высоких давлениях [64].
В то же время, Г.Р. Гуревич и А.И. Брусиловский [28] считают, что в настоящее время отсутствуют строгие теоретические объяснения физической сущности ретро градных явлений. По их мнению силы взаимного притяжения и отталкивания молекул участвуют в сложных, не нашедших пока полного объяснения, ретроградных процессах наряду с другими факторами.
Построение фазовых диаграмм основывается на результатах экспериментов контактной конденсации и контактного разгазирования углеводородных смесей. Для построения фазовой диаграммы в координатах давление - температура исследуется углеводородная смесь заданного состава в широком диапазоне температур, для построения фазовой диаграммы в координатах давление - состав при постоянной температуре исследуются углеводородные смеси различного состава (как правило, с различным содержанием УВ С5+).
Аналогом фазовой диаграммы в координатах давление - содержание УВ Cs+ является фазовая диаграмма в координатах давление - газовый фактор. Такие фазовые диаграммы использовались А.И. Дзюбенко и др. [15] для оценки граничных условии существования газоконденсатных систем глубокозалегающих месторождений Днеп-ровско-Донецкой впадины.
Для построения полной фазовой диаграммы необходимо снятие изотерм "конденсации" при значениях температуры и содержания УВ С$+ ниже и выше критического. В противном случае на фазовой диаграмме будет реализовано только два фазовых состояния УВ системы: однофазное жидкое или газообразное и двухфазное (газ+жидкость),
В случае газоконденсатной смеси начальной точкой изотерм конденсации по давлению служит величина давления начала конденсации, которой соответствует нулевое значение содержания жидкой фазы. В случае нефтяной смеси начальной точкой изотерм "конденсации" является величина давления насыщения, которой соответствует 100 % содержания жидкости в объеме системы р\Л\
Таким образом, характер изотерм "конденсации" закономерно представляет собой диагностический признак фазового поведения углеводородных смесей различных классов. Пример изотерм "конденсации" для пластовой смеси Тенгизского, Карачага-накского, Вуктыльского и др. месторождений приведен в работе [124],
Как показывает практика, для типичных газоконденсатных и нефтяных систем снятие изотерм "конденсации" не представляет особых трудностей и обусловлено только техническим уровнем постановки и проведения экспериментов. Для систем переходного состояния качество проведения опытов контактного разгазирования и контактной конденсации обусловлено в полной мере также совершенством используемого экспериментального оборудования.
Так, достоверность снятия изотерм "конденсации" в области давлений незначительно ниже давления насыщения и давления начала конденсации зависит от надежности поддержания заданных параметров (давление - объем - температура) и возможностей визуального наблюдения, На сегодняшний день выполнение предъявляемых требований не может обеспечить ни одна из отечественных установок, на которых к тому же не представляется возможным проведение экспериментов в широком диапазоне изменения составов УВ смесей.
Оценка фазового состояния пластовых флюидов Югид-Соплесского месторождения на стадии разведочного бурения
Югид-Соплесское месторождение приурочено к одноименной структуре, распо ложенной в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия между Югидским и Западно-Соплесским месторождениями. Структура представляет собой протяженную приразломную складку северо-западного простирания, юго-западное крыло которой ограничено крупной системой Припечорских разломов. Вскрытый разрез осадочного чехла Югид-Соплесского месторождения слагают породы, представленные девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями, максимальная вскрытая мощность которых составляет 4620 м (скв.б). Продуктивная часть разреза представлена отложениями девонской системы.
Отложения эйфельского яруса вскрыты скв.4, 6, 7. Разрез представлен неравно-мерным переслаиванием аргилитов, алевролитов и песчаников с пластами диабазов. Верхняя и нижняя части вскрытого разреза более глинистые. Вскрытая толщина яруса увеличивается от 33 м (скв.4) до 600 м (скв.б).
В разрезе старорскольского надгоризонта, вскрытого скв.4, 7, 10, четко выделя ются песчаные пачки, разделенные между собой глинистыми прослоями. В присводо вой скв.7 выделяются три пачки, в сторону юго-восточной периклинали (скв.4, 10) с увеличением общей толщины отложений количество прослоев увеличивается до пяти. Вскрытая толщина старооскольских отложений уменьшается от 213 м (скв.4) до 125 м (скв.7) и полностью размыта в сводовой части структуры (скв.б). Отложения нижнефранского подъяруса (пашийский, таманский и саргаевский) вскрыты всеми скважинами. Разрез представлен неравномерным переслаиванием песчаников, аргилитов и алевролитов, в верхней части с прослоями мергелей. Толщина подъяруса изменяется по площади от 34 м в сводовой части структуры (скв.б) до 106 м на юго-восточном крыле (скв.Ю). Югид-Соплесское месторождение является многопластовым. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Верхняя залежь связана с песчаниками "основной" толщи старооскольского надгоризонта (скв.4, 7, 10). В продуктивных песчаниках эйфельского горизонта выделяют верхнюю (скв.б, 7) и нижнюю (скв. 6) залежи, последняя имеет ограниченное распространение.
В ходе поисково-разведочного бурения было проведено опробование и испытание девятнадцати объектов, из них три оказались "сухими". Опробование шести объектов проведено с помощью испытателя пластов, а остальные испытаны в колонне.
Промышленные притоки углеводородного флюида были получены из скв.б (инт. 4248-4372 м, D2ef), скв.7 (инт. 4286-4322 м, D2ef и инт. 4026-4064 м, D2st) и скв. 10 (инт. 4225-4298 м, D2St)- Пластовые давления и температуры по данным объектам изменяются в пределах 42,81 - 45,08 МПа и 84 - 91 С.
Промысловые исследования выполнены по схеме одноступенчатой сепарации добываемой продукции с использованием вертикального гравитационного сепаратора и атмосферной замерной емкости объемом 20 м , Дебит сырых жидких углеводородов рассчитывался по времени накопления в сепараторе фиксированного объема между контрольными вентилями или по количеству дегазированных жидких углеводородов, накопившихся в замерной емкости за определенный промежуток времени. Пересчет дебита сырых и дегазированных жидких углеводородов осуществлялся с помощью коэффициента усадки. Дебит газа сепарации замерялся с помощью диафраг-менного измерителя критического течения (ДИКТа).
Исследования скважин проведены на нескольких режимах (не менее трех) в широком диапазоне изменения параметров работы скважин при депрессии на пласт от 1,5 до порядка 50 % от величины пластового давления. В зависимости от скважины и режима дебит газа сепарации изменялся от 6,6 до 101,1 тыс.м3/сут, жидких углеводородов от 10,8 до 203,1 м3/сут, газовый фактор от 453 до 694 м3/м3, содержание сырых жидких углеводородов от 1716 до 3018 см /м (табл.4Л).
Критический анализ полученных результатов показал, что существенных изменений состава пластового флюида по содержанию УВ Cs+. в зависимости от режимов не происходило. Составы пластового флюида по каждой скважине приведены в табл.4.2.
Пластовый флюид Югид-Соплесского месторождения характеризуется содержанием метана до 60,74 %мол., из его гомологов 21,00-22,56 %мол. приходится на компоненты С2-С4 и 15,15-17,50 %мол. на УВ С5+ (см. табл.4.2). Концентрация неуглеводородных компонентов (азот и углекислый газ) равна 1,26-1,60. Содержание УВ Сэ+ в пластовом флюиде (на 1 м3 "сухого газа) составляет 1135 - 1329 г/м3.
Физико-химическая характеристика жидких углеводородов, значительных изменений которой от режима исследований также не было установлено, представлена в табл.4.3.
Плотность жидких углеводородов в зависимости от объектов и режима исследований изменяется в пределах 0,772 - 0,790 г/см3, молекулярная масса - 146 - 158 г/моль соответственно. Содержание асфальтосмолистых веществ составляет 0,16 -0,88, парафинов - 1,49 - 3,88, общей серы - 0,02 - 0,10 %мас. Содержание бензиновых (н.к. - 200 С) около 50 %об., а светлых фракций (н.к. - 300 С) равно 64 - 72 %об.
Гомологический ряд н-алканов имеет протяженность до Сзб их максимальное содержание приходится на низкомолекулярнуго часть ряда Сю-С . Ряд изо-алконов представлен углеводородами от ІСІ4 до іСго, их количество невелико и равно 0,96 -1,94 %мас.
В групповом составе бензиновой фракции (н.к. - 130 С) жидких флюидов наблюдается преобладание алкановых углеводородов, содержание которых составляет 17 - 23 %мас. (см. табл.1.4). Содержание нафтенов изменяется от 5 до 9, а аренов от 0,2 до 0,5 %мас.
По данным ИК спектроскопии в У В составе жидких флюидов преобладающими являются метановые соединения, а нафтеновые и ароматические УВ играют подчиненную роль. Среди метанов, характеризующихся высокой степенью разветвленно-сти, максимум концентрационного распределения приходится на низкокипящие УВ. Нафтены (второй по представленности класс соединений) представлены, в основном, монозамещенными циклопентановыми и цикл ore ксановыми соединениями, причем первые преобладают над вторыми. Среди аренов основная доля соединений приходится на дизамещенные моноароматические (в большей степени в метазамещении) и конденсированные бициклические соединения. Незамещенная и монозамещенная мо-ноароматика представлена в малом количестве, причем среди монозамещенных аренов отмечается присутствие этилбензола.
Для оценки фазового состояния пластовых флюидов конкретных объектов использованы результаты экспериментальных исследований УВ смесей различного состава в широком диапазоне температур, рассмотренные в главе 3.
Дополнительно были проведены экспериментальные исследования при различных температурах рекомбинированных проб с содержанием УВ С5+ 1117, 1330 и 1487 г/м3 (на 1 м3 "сухого" газа). По результатам экспериментов находились значения критических температур, которые составили соответственно 48, 107 и 137 С.
