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 1.2

Фракционный состав конденсатов н нефтей

отношения U30-C4/H-C4 в ряде случаев равно 0,55 - 0,31, что значительно ниже, чем в залежах легких нефтей.

Следовательно, использовать и этот критерий для распознавания типа залежей не представляется возможным. Г.С. Степановой для прогнозирования фазового состояния углеводородов в залежах использован метод главных компонентов. В качестве нормативных факторов рассматривались следующие: С/Сд; Cj -Ь С3 -I- С4/С5+; С2/С3; С5+. Контрольная выборка показала, что в 90 случаях из 100 распознавание типа залежи будет верным. Однако при проверке объектов из глубоких горизонтов, особенно в условиях АВПД, информативность метода резко снижается.

Многочисленные исследования состава попутных газов (растворенных в нефти) и газов конденсатных месторождений Западной Сибири показали существенное различие между ними. Характерной особенностью газоконденсатных газов является уменьшение концентрации от этана к пропану и от пропана к бутанам. В попутных газах указанная закономерность отсутствует; содержание этана всегда меньше пропана - С2/С3 более 1. В газоконденсатных месторождениях значение указанного коэффициента находится в пределах от 2 до 6. Отношение метана к сумме тяжелых углеводородов С2+ в газах газоконденсатных месторождений, как правило, примерно 40 - 50, в газах, растворенных в нефти, - до 13. Значение этого отношения непостоянно по площади месторождения - оно возрастает от сводовой части залежи к контуру. Газы газоконденсатных залежей, имею-

щих даже сравнительно небольшие нефтяные оторочки, содержат относительно меньше этана, чем залежей, не имеющих оторочек. Значение коэффициента С2/С3 в первых находится в пределах от 2 до 6, при наличии нефтяных оторочек - от 1 до 3. Влияние нефтяной оторочки сказывается и на сумме тяжелых углеводородов. Значение коэффициента С,/С 2+ В таких залежах равно 15 - 40, без оторочек - более 40.

Выявленные особенности в составе газов месторождений различных типов на глубинах до 3500 - 4000 м сведены в табл. 1.3.

Материалы изучения состава газа глубоко залегающих скоплений углеводородов показали, что по соотношениям С2/С3 и Ci/Cj также невозможно однозначно судить о типе залежи (табл. 1.4). Широкими исследованиями нефтей и конденсатов Западной Сибири и Сахалинского шельфа (выполнено свыше 500 определений) выявлены с помощью применения метода инфракрасной спектроскопии особенности строения ароматических углеводородов нефтей в сравнении с конденсатами и разработан метод отличия нефти от конденсатов. Установлено, что в составе ароматических углеводородов нефтей присутствуют сложные ароматические конденсированные би- и трициклические структуры, тогда как в конденсатах они отсутствуют. Эти структуры фиксируются на ИК-спектрах полосой поглощения при длине волны 820 см~. В конденсатах в указанной области поглощения вместо одной широкой полосы появляются две узкие. В пробах конденсатов, имеющих примесь нефти, отмечается некоторое расширение сигнала (рис. 1.1).

Таким образом, установленное различие в строении аренов позволяет не только отличать нефти от конденсатов, но и прогнозировать наличие нефтяных оторочек либо свободной жидкой фазы, поступающей при оп-робывании скважин вместе с газом и конденсатом. Данный метод разработан в результате исследования флюидов, находящихся при пластовых давлении не выше 30 МПа и температуре до 10 °С. На рис. 1.2 представле-

Таблица 1.3

Особенности состава газов залежей различных типов для месторождений на глубинах 3500-4000 м

Таблица 1.4

Состав газа месторождений на глубинах ниже 4000 м

ны ИК-спектры конденсатов из месторождений, находящихся в более жестких термодинамических условиях. В конденсате месторождений Тасбулат и Астраханское пластовые давление и температура соответственно равны 60 МПа и 106 °С, 35 МПа и 130 °С (присутствует сложная ароматика). В конденсатах Ракушечного и Южно-Жетыбайского месторождений при таком же диапазоне пластовых температур, но давлении 26 МПа расширения сигнала при полосе поглощения 820 см" не наблюдается.

Результаты исследований подтверждают вывод Я.Д. Саввиной (1962), что давление предопределяет состав аренов, а появление сложной аромати-ки в конденсатах ограничивает применяемость разработанного авторами критерия отличия нефтей от конденсатов.

На рис. 1.3 представлены ИК-спектры флюидов Даулетабадского месторождения: нефти СКВ. 50, интервал 2975 -3081 м, и конденсата скв. 56, интервал 2980 - 3086 м. В залежи при давлении 39,6 МПа и температуре 140 °С разница в структуре углеводородов различного фазового состояния исчезла. Выше, при рассмотрении характера изменения содержания аренов во фракциях нефтей и конденсатов и распределения углеводородов в ряду

н-алканов в них, была показана идентичность для глубокозале-гающих месторождений. Инфракрасные спектры об-

разцов нефракционированных нефтей и конденсатов близки. Флюиды Зайкинского месторождения характеризуются широким развитием парафиновых структур нормального и изо-строения (полоса поглощения 1400-1300 см"), в большом количестве присутствуют парафиновые цепочки (полоса поглощения 700-730 см"). Нафтеновые и ароматические углеводороды играют подчиненную роль (полоса поглощения 800-1000, 1500-1620, 600-900 см"). Среди последних наибольшее распространение имеют замещенные бензола (моно, би-триза-мещенные), отмечено присутствие бициклических структур ароматических углеводородов, в основном нафталинового ряда (полоса поглощения 800 -900см"). Дифференциация фракции С5+ на компоненты показала, что значительное количество ароматических структур сосредоточено в высокомолекулярной части. Особо следует отметить ха-

900 1100 1300 1500 Длина волны, см

1700

900 1100 1300 1500 Длина волны, см

1700

Рнс. 1.1. Инфракрасные спектры конденсатов (а) н нефтей [б)