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

700 900 1100 1300 1500 1700 Длит волны, см

700 900 1100 1300 1500 1700 Длит волны, см

Рис. 1.2. Инфракрасные спектры конденсатов месторождений:

I - Астраханского; 2 - Тасбулат; 3 - Ракушечного; 4 - Южно-Жетыбайского

Рнс. 1.3. Инфракрасные спектры флюидов Даулетабадского месторождения:

; - конденсат, интервал отбора 2980 - 3086 м; 2 - нефть, интервал отбора 2975- 3081 м

рактер распределения аренов в дистиллатной части. Во фракции 122 - 150 °С количество аренов достигает 20 - 24 %, в вышекипящих 50-градусных фракциях ее количество либо остается на том же уровне, либо повышается до 26-27 %, достигая 33 % во фракции 500-550 °С.

Для группового углеводородного состава нефтей и конденсатов Карачаганакского месторождения характерно преобладание класса нормальных алканов. Нафтеновые углеводороды во флюидах составляют небольшую часть, в структурном отношении обладают преимущественно циклогексановой структурой (полоса поглощения 970 см~). Характерно, что в составе аренов моноциклические (бензол, толуол, дизамещенные бензолы) имеют ограниченное развитие (полоса поглощения 690, 700, 750 - 660 см"), тогда как бициклические составляют основу класса углеводородов.

Анализ представленных материалов показывает, что ни по структурному составу углеводородов, ни по распределению ароматики по фракциям в глубокозалегающих месторождениях не получено отличия нефтей от конденсатов, а именно: при большой протяженности гомологического ряда (до С28 -С32) низкомолекулярные соединения (С5 -Cg) составляют около половины всего количества нормальных алканов, что позволяет отнести флюиды к конденсатам, характер же распределения аренов по фракциям и наличие в них бициклов придают изученным углеводородам признаки, присущие нефтяному веществу.

Таким образом, анализ фактического материала исследований глубокозалегающих залежей углеводородов показал, что свойства нефтей и конденсатов в них сближаются, поэтому однозначно определить тип залежи и прогнозировать фазовые превращения пластовых систем существующими методами не представляется возможным.

Природные газоконденсатные системы характеризуются большим многообразием условий нахождения, компонентного состава газовой фазы (углеводородной и неуглеводородной) и степени их насыщенности углеводородами С5+. Проведенный по отдельным регионам СНГ сравнительный анализ количественной и качественной характеристик углеводородов С5+ в газоконденсатных залежах указал на тесную взаимосвязь состава, содержания конденсата в пластовом газе и термобарических условий нахождения последних. В целом же для пластовых газоконденсатных систем факторы, влияющие на количество и состав конденсатов, сложны и многообразны.

Количество конденсата в газоконденсатных залежах зависит от растворимости индивидуальных высококипящих углеводородных смесей в пластовом газе.

В природных условиях все факторы, действуя одновременно, оказывают друг на друга взаимовлияние и предопределяют содержание конденсата в пластовом газе. Так, при изучении закономерностей растворимости углеводородов С5+ вниз по разрезу многопластовых месторождений установлено, что, несмотря на улучшение условий растворимости (рост давления и температуры), из-за увеличения роли аренов в высоко-кипящей фракции способность перехода С5+ в газовое состояние снижается.

Существует тесная зависимость состава и количества углеводородов С5+ от степени насыщенности залежей, значений соотношения начальных пластовых давлений залежей и гидростатических. В условиях аномально высоких пластовых давлений, несмотря на повышенную концентрацию аренов в составе углеводородов С5+, их содержание может быть высоким.

Только комплексный подход к изучению взаимовлияния всех факторов позволяет установить закономерности растворимости углеводородов С5+ в природных пластовых системах и, следовательно, глубже понять особенности фазовых превращений газоконденсатных систем, наблюдаемых как в момент опробывания разведочных скважин, так и в процессе разработки газоконденсатных залежей.

Применение структурно-хроматографического метода изучения углеводородов позволило авторам книги [31] разработать во ВНИИГАЗе способ идентификации нефтей в случаях, когда залежь расположена на глубине до 3000 -3500 м. На больших глубинах свойства нефтей и кон-

Таблица /.5

денсатов сближаются. Тип залежи в этих случаях можно установить лишь ориентировочно и лишь путем тщательного лабораторного изучения особенностей фазовых превращений пробы флюида. Следует отметить, что в случае глубокозалегающих залежей обеспечение представительности пробы пластового флюида является весьма сложной исследовательской задачей.

Таблица /.6

Характеристика глубокозалегаюпц1х залежей флюидов