Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 [ 2 ] 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Таблица 1.1

Состав природных газов газовых и газоконденсатных месторождений

Включая примеси редких газов.

Развитие глубокого бурения (около 4000 - 5000 м) привело к открытию залежей углеводородов (нефти и конденсата), обладающих сходными физико-химическими свойствами (плотность, усадка, цвет и др.). Характерно, что при исследовании таких объектов соотношение жидкой и газообразной фаз в сепараторе находится в зависимости от дебита скважины и, следовательно, от депрессии в призабойной зоне и скорости восходящего потока в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Например, при исследовании Зайкинского месторождения при дебитах пластового газа 97 - 195тыc.мVcyт скорость газового потока у башмака НКТ составила 1,8 - 4,3 м/с, а конденсатогазовый фактор находился в пределах от 893 до 1997 cmVm. При этом отмечена дифференциация выхода конденсата в зависимости от скорости восходящего потока газа: 1750 cmVm при скорости до 2,6 м/с и 850 - 900 cmVm при меньшей скорости.

Исследования проб всех объектов показали близость фракционных составов углеводородов С5+: 80% по объему выкипает при температуре 328-340 °С, остаток (3%) - свыше 550 - 590 °С. В групповом углеводородном составе преобладают алканы; ряд нормальных алканов до С32 с максимумом С7 -С9. Больше половины нормальных алканов приходится на низкокипящие Q - Cg. Доля высококипящих невелика и не превышает 5 % от суммы нормальных алканов. Количество аренов во фракциях по мере повышения температуры отбора увеличивается и, достигая максимального значения 23 - 24% во фракции 122-150 °С, снижается до 14-17% во фракции 300 - 350 °С. Для конечных фракций рассматриваемых жидкостей характерно высокое содержание аренов.

По характеру распределения концентрации аренов, по температуре кипения фракций и фракционному составу рассмотренные флюиды могут быть отнесены к нефтям, по распределению ряда нормальных алканов - к конденсатам.

Установление типов флюида (нефть - конденсат) в бомбе равновесия PVT также вызывало затруднение.

Некоторые авторы в качестве критерия для оценки продукции скважины предлагают использовать газовый фактор: при его значениях более 900 см/м углеводородную смесь относить к газоконденсатной. В промежуточном интервале значений газового фактора считается, что флюид в зависимости от давления и температуры в залежи может находиться как в газовом состоянии (газоконденсатная залежь), так и в жидком (нефтяная залежь).

Эйлертом (1958) предложен еще один показатель - соотношение плотности углеводородов С5+ и газового фактора. Он считает, что при эксплуатационных газовых факторах 900 -1100 mVm и плотности С5+, не превышающей 0,78 г/см, пластовые флюиды являются газоконденсатными. Если же плотность стабильной фазы выше 0,78 г/м и газового фактора ниже 630 - 650 mVm, то залежь является "типично нефтяной".

Наименьший газовый фактор у флюида из залежи В Артю-

ховского месторождения - 760 mVm. Фазовое поведение этой системы изучено на рекомбинированных пробах и установлено, что данная залежь является газоконденсатной. При таком же соотношении жидких и газообразных углеводородов залежь В Анастасиевского месторождения оказалась нефтяной. Пластовые системы рассматриваемых залежей имеют практически одинаковую плотность углеводородов (0,8 г/см) и близкий состав пластового газа. Различия отмечаются лишь в свойствах тяжелых компонентов. Жидкость залежи Анастасиевского месторождения содержит углеводороды, в молекуле которых число атомов углерода достигает 34, а в залежи Артюховского месторождения при близких значениях температуры и давления в залежи - 26. Причем для рассматриваемых залежей в характере распределения углеводородов в ряду С5+ различий нет, лишь в конечных фракциях компонентный состав нефти характеризуется относительно высоким по сравнению с конденсатом содержанием углеводородов С,б: соответственно 23 и 16% от их общего содержания. В индивидуальном составе флюидов Карачаганакского месторождения отсутствуют и эти отличительные признаки.

Характеры распределения ряда нормальных алканов нефти (глубина 5190 м) и конденсата (глубина 4980 м) идентичны: протяженность гомологического ряда до С40, максимум приходится на С,о -С,5, содержание углеводородов С,2+ в нефти составляет 38 % от общего их содержания, в конденсате - 32 %. Интересно, что распределение углеводородов в ряде нормальных алканов конденсата, отобранного на 500 м выше, иное: при несколько укороченном ряде углеводородов (С37) концентрированный максимум расположен на Cg -С,о, сумма 0,,+ составляет 19 %.

Из сказанного выше следует, что ни соотношение между количеством газа и жидкости в системе, ни индивидуальный состав углеводородов С5+ не являются определяющими в прогнозе типа флюидов глубоко залегающих залежей.

В работе [31] рассмотрена возможность определения типа залежи по свойствам стабильной жидкости. До недавнего времени считали, что конденсаты отличаются от нефти тем, что имеют плотность ниже 0,827 г/см, молекулярную массу до 160, они бесцветные или светло-соломенные. Одна-

ко, по данным И.С. Старобинца (1974), в месторождении Кульбешкак имеется газоконденсатная залежь на глубине 1630 м плотностью конденсата 0,857 г/см, стабильная жидкость месторождения Килгрэн имела черный цвет, плотность 0,863 г/см, молекулярную массу 278. Несмотря на такие свойства, пластовый флюид этого месторождения относится к газоконден-сатному типу. В то же время в Крыму, на Октябрьской площади, была открыта залежь нефти плотностью 0,784 г/см.

Следовательно, свойства стабильной жидкости не могут быть показателями типа залежи. Не может быть показателем наличие или отсутствие асфальтенов. Так, по данным А.И. Дзюбенко, в Днепровско-Донецкой впадине, залежи в которой находятся в жестких термобарических условиях (давление 50 МПа, температура 120 °С), встречены газоконденсатные системы, массовая доля асфальтенов в которых достигает 0,1 (Котелевское месторождение) и >0,3% (Матвеевское). В то же время в практике встречены месторождения нефти, не содержащие асфальтенов. А.И. Дзюбенко и Г.С. Степанова указывали, что фракционный и групповой углеводородный составы нефтей и конденсатов значительно различаются. В нефтях содержание фракций, по мере повышения температуры кипения последних, постепенно возрастает. В конденсатах же выход отдельных десятиградусных фракций возрастает до 80-130°С, затем величина их начинает сначала резко, а затем медленнее уменьшаться. Конец кипения, как правило, не превышает 350 °С. Такой характер изменения фракционного состава конденсатов существовал для залежей, находящихся на глубинах до 3000 - 3500 м. Исследование истинных точек кипения конденсатов глубоко залегающих месторождений показало, что они выкипают при температуре 550 °С, и при этом остаток составляет 4 % и более (табл. 1.2). Под влиянием высокой температуры и давления в них велика доля высококипящих углеводородов. Распределение выходов фракций по температуре кипения в этих углеводородах занимает промежуточное положение между нефтями и конденсатами неглубоких залежей.

По групповому углеводородному составу нефти от конденсатов отличаются характером распределения концентрации аренов по фракциям: в нефтях, по мере повышения температуры кипения фракций, содержание последних возрастает, в конденсатах - увеличивается до фракции 140 - 180 °С, а в высококипящих фракциях - снижается. В залежах на глубинах свыше 4000 м составы нефтей и конденсатов, в том числе и групповой углеводородный состав, сглаживаются. Содержание ароматических углеводородов в них достигает максимума не во фракции 140-180 °С, а во фракции 200 -300 °С. В конденсате же Астраханского месторождения, находящемся в жестких термобарических условиях (давление 64 МПа, температура 109 °С), уже на глубине 3980 м концентрация ароматических углеводородов непрерывно возрастает по мере роста температуры кипения фракции: от 10% по массе во фракции 95-122°С до 63 во фракции свыше 500 °С, т.е. в данном случае по характеру изменения группового углеводородного состава невозможно однозначно решить вопрос о типе флюида.

Ю.П. Коротаевым, А.К. Карповым и другими (1968) был предложен метод, позволяющий определить тип залежи по соотношению в газе U30-C4/H-C4. Ими показано, что при значении этого коэффициента 0,9 - 1,05 залежь является газоконденсатной, а при значении 0,5 - 0,8 - нефтяной. Результаты исследований, проведенных А.И. Дзюбенко (1976), показали, что в глубокозалегающих газоконденсатных залежах значение