Мониторинг физико-химических характеристик конденсатов Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения в процессе разработки

МОНИТОРИНГ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

КОНДЕНСАТОВ ЯМБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

Н.М. Парфёнова, И.М. Шафиев, Е.Б. Григорьев

В процессе разработки месторождения большое значение имеет изучение динамики физико-химических свойств конденсата при снижении пластового давления, поскольку эти данные используются в проекте разработки месторождения, определении уровня добычи и переработки конденсата, подсчете величины его пластовых потерь.

В настоящей статье изложены результаты мониторинга физикохимических свойств фракционного состава газового конденсата 1-го и 2-го эксплуатационных участков Ямбурского НГКМ от начала промышленной разработки до настоящего времени.

Мониторинг физико-химических свойств и фракционного состава конденсатов 1-го эксплуатационного объекта, в который включены залежи пластов БУ3-1 БУ3-2, БУ41-3, БУ51, БУ53, в процессе разработки проведен по скважинам 402Н, 30902, 31703 и 30302. Исследования выполнены в соответствии с требованиями действующих ГОСТов и методик1.

Физико-химические свойства и динамика фракционного состава конденсатов 1-го эксплуатационного объекта приведены в табл. 1 и на рис. 1. Приведенные данные показывают, что конденсаты 1-го объекта относятся к типу легких. Даже при начальном пластовом давлении 26,72 МПа конденсат имел плотность 746,5 кг/м и температуру конца кипения 298 °С. При постепенном снижении пластового давления в процессе разработки в составе конденсатов наблюдались заметные, но не резкие изменения. Плотность конденсатов плавно снижалась с 746,5 кг/м при начальном пластовом давлении 26,72 МПа до 739,2 кг/м3 при Рпл = 20,95 МПа и далее до 723,9 кг/м3 при Рт = = 13,91 МПа. Таким же образом происходили плавные изменения во фракционном составе конденсатов, сопровождающиеся их облегчением с понижением температуры конца кипения с 298 °С при начальном

1 Современные методы исследования нефтей / Под ред. А.И. Богомолова и др. - Л.: Недра, 1984. -

430 с.

пластовом давлении до 276 °С при Рт = 20,95 МПа и до 241 °С при Рт = = 13,91 МПа.

Потенциальное содержание фракций определялось путем разгонки конденсатов на десятиградусные фракции. Динамика концентрационного распределения десятиградусных фракций конденсатов при различных пластовых давлениях в процессе разработки представлена на рис. 2. Графики наглядно демонстрируют процесс облегчения конденсатов при падении пластового давления в ходе разработки. Наибольший выход фракций отмечен в интервале 90-120 °С с максимумом во фракции 100-110 °С.

оггп

'ЗПП - )0

-зии

о ° 1ПГ1 . 3 А

со о. (0 9" 1сп - уъ

Ф 1эи -1= 2 £ 1 пп -

е;п -1 1

и 1 П -

] 1 0 2 0 3  4 Выхс 0 5 д. фра-  6 (ЦИЙ, °/ 0 7 в Об.  8  э 0 1С

Рис. 1. Динамика фракционного состава конденсатов 1-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки:  - Рпл. нач = 26,72 МПа;

- скв. 402Н (Рпл = 20,92 МПа); • - скв. 30902 (Рпл = 22,70 МПа); - - скв. 31703 (Рт = 22,65 МПа); ♦ - скв. 30302 (Рпл = 21,64 МПа); ♦ - скв. 30302 (Рпл = 16,7 МПа);

♦ - скв. 30302

Таблица 1

Мониторинг физико-химических свойств и фракционного состава конденсатов 1-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ

в процессе разработки

Показатели Значения

Скважина Началь- ные пласто- вые условия 402Н 30902 31703 30302

Пласт БУз-1 БУ3-1, БУ4-0 БУ3-1 БУ3-1, БУ4-0

Интервал перфорации, м 2645- 2664 2644-2656; 2658-2660; 2692-2696; 2698-2705; 2715-2722 2767-2772; 2776-2785 2640-2660; 2691-2703

1 2 3 4 5 6 7 8

Давление пластовое, МПа 26,72 20,92 22,70 22,65 21,64 16,7 13,91

Плотность при 20 °С, кг/м3 746,5 739,2 725,1 731,2 723,8 705,6 723,9

Показатель преломле- 20 ния, пс 1,4208 1,4150 1,4093 1,4115 1,4091 1,3980 1,4059

Молеку- лярная масса 112 112 108 110 108 97 98

Вязкость при 20 °С, мм/с2 0,97 0,87 0,77 0,80 0,76 0,72 0,79

Фракцион- ный состав:

температура начала кипения, °С 49 36 29 32 29 29 38

10 % об. перегоняются при температуре, °С 78 71 57 61 55 49 65

20 % 87 87 77 81 74 67 91

30 % 96 100 92 95 89 81 100,5

Окончание табл. 1

1 2 3 4 5 6 7 8

40 % 107 111 105 106 101 93 107

50 % 121 121 116 116 112 104 117

60 % 135 135 131 129 125 116 127

70 % 156 155 156 151 145 130 142,5

80 % 179 184 190 181 177 152 163,5

90 % 230 227 241 228 225 192 198,5

95 % - 260 271 269 265 239 240

температура конца кипения, оС 298 276 278 274 270 242 241

отгон, % об. 94,6 98,0 97,0 98,0 97,0 95,2 98,0

остаток + потери, % об. 5,4 2 3,0 2,0 3,0 4,8 2,0

1 1  2 н I 3

\ 11

О 50 100 150 200 250 300 350

Температура выкипания фракций, ЧС

Рис. 2. Концентрационное распределение десятиградусных фракций конденсатов

1-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки:

- Рпл. нач = 26,72 МПа; ♦ - скв. 30302 (Рпл = 21,64 МПа);

- скв. 30302

Динамика выходов товарных фракций конденсатов в процессе разработки показана на рис. 3, 4. Видно, что процесс постепенного снижения пластового давления сопровождался увеличением выходов всех бензиновых фракций и снижением выходов фракций легкого газойля и части фракции дизельного топлива, выкипающей при температуре выше 160 °С.

Рис. 3. Изменение содержания бензиновых фракций конденсатов 1-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки:

1- Рпл. нач = 26,72 МПа; 2

Рпл = 21,64 МПа; 3

Рпл = 13,91 МПа

Рис. 4. Изменение содержания товарных фракций конденсатов 1-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки: 1- фракция легкого газойля 160-240 °С; 2 - фракция, выкипающая при температуре выше 160 °С

260116305300000202020144000002532001010053212202012030160102000031020001011300580220240113301618

Мониторинг физико-химических характеристик конденсатов

2-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ, в который включены залежи пластов БУб1, БУб2, БУЪ БУ80, БУ81-2, БУ83, БУ91, БУ92, БУ93, в процессе разработки проведен по скв. 10601,12005, 30301, 30906 и 30305.

Физико-химические свойства и фракционный состав конденсатов приведены в табл. 2 и на рис. 5. Из представленных данных видно, что по плотности конденсаты 2-го эксплуатационного объекта относятся к средним. В процессе снижения пластового давления при разработке наблюдалось постепенное снижение плотности конденсатов с 764,6 кг/м3 при начальном пластовом давлении 32,4 МПа до 752,3 кг/м при Рт = = 23,4 МПа, затем до 744,8 кг/м3 при Рт = 22,0 МПа. Во фракционном составе конденсатов при снижении пластового давления также наблюдались изменения, сопровождающиеся облегчением конденсатов с понижением температуры конца кипения. Наиболее заметные изменения отмечены при снижении пластового давления с начального, равного 32,4 МПа, до 25,02 МПа, особенно в высококипящей части конденсатов (кривые 1 и 3 на рис. 5). Температура конца кипения снизилась при этом со значения, превышающего 360 °С, до 300 °С. При дальнейшем снижении пластового давления температура конца кипения конденсатов также понижалась: до 294 °С при Рпл = 22,32 МПа, затем до 241 °С при Рпл = = 13,62 МПа. Из состава конденсата при этом выпадали в пласт высоко-кипящие фракции.

2-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки:

- Рпл. нач = 32,4 МПа;  - скв. 10601 (Рпл = 23,4 МПа);

♦ - скв. 12005

Таблица 2

Мониторинг физико-химических свойств и фракционного состава конденсатов 2-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки

Показатели Значения

Скважина Началь- ные пласто- вые условия 12005 10601 30301 30906 31710 10601 20601 30305

Пласт БУ-8^3 БУ-73, БУ-9і БУ-8^3 БУ-8і БУ-8^3 БУ-73, БУ-9і БУ-63, БУ-80, БУ-8Ь БУ-82 БУ-83 БУ-8Ь БУ-83

Интервал перфорации, м 3029- 3088 2894- 3070 3014- 3022; 3037- 3050 3068- 3085 3001-3003; 3012-3018; 3046-3066 2894- 3070 3028,2-3030,4; 3097-100,4; 3120,6-3125,2; 3143,4-3155,2; 3168-3182,4 3126- 3130; 3162- 3167

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Давление пластовое, МПа 32,4 25,02 23,4 22,92 22,48 22,32 22,0 28,1 13,62

Плотность при 20 °С, кг/м3 764,6 755,6 752,3 764,0 769,3 752,8 744,8 761,0 748,3

Показатель пре- 20 ломления, По 1,4276 1,4245 1,4264 1,4279 1,4302 1,4242 1,4185 1,4270 1,4187

Молекулярная масса 118 118 116 118 115 112 108 118 106

Вязкость при 20 °С, мм2/с 1,16 0,95 0,87 0,99 1,00 0,87 0,84 0,99 0,85

оо

"О

Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. Часть I

оо

оо

Окончание табл. 2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Фракционный состав:

температура начала кипения, °С 52 46 45 42 62 33 31 38 48

10 % объемных перегоняются при температуре, °С 85 78 68 85 92 70 61 71 91

20% 104 96 87 99 103 87 81 90 101

30% 117 107 101 109 111 101 96 103 109

40% 128 118 111 119 121 110 108 115 116

50% 138 130 125 131 130 121 119 125 125

60% 154 143 137 147 144 134 130 141 135

70% 186 168 165 170 165 155 149 171 150

80% 234 210 200 206 194 186 184 215 170

90% 278 260 263 248 235 237 242 271 204

95% - 280 - 280 269 271 283 - 240

температура конца кипения, °С >360 300 >360 294 282 284 293 312 241

отгон, % об. 98,6 97,0 94,0 97,5 97,5 97,5 96,3 95,0 96,2

остаток + потери, % об. 1,4 3,0 6,0 2,5 2,5 2,5 3,7 5,0 3,8

Мониторинг физико-химических характеристик конденсатов Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения

в процессе разработки

Потенциальное содержание фракций определялось по выходам десятиградусных фракций, концентрационное распределение которых при различных пластовых давлениях в процессе разработки представлено на рис. 6. Графики наглядно демонстрируют процесс облегчения конденсатов при падении пластового давления в ходе разработки. Наибольший выход фракций отмечен в интервале температур 90-130 °С с максимумом при 100-110 °С.

Рис. 6. Концентрационное распределение десятиградусных фракций конденсатов 2-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки:

Рпл. нач = 32,4 МПа;  скв. 12005 (Рпл = 25,02 МПа);  скв. 31710 (Рпл = 22,32 МПа); ♦ скв. 10601 (Рпл = 23,4 МПа); ♦ скв. 10601 (Рпл = 22,0 МПа);

— скв. 30305

Динамика выходов товарных фракций конденсатов в процессе разработки показана на рис. 7 и 8. Видно, что процесс снижения пластового давления сопровождался увеличением выходов всех бензиновых фракций, снижением выходов фракций легкого газойля и исчезновением высококи-пящей части фракции дизельного топлива.

= 34,2 МПа скв. 12005 скв. 31710 скв. 10601 скв. 30305

Р„„ = 25,02 МПа Р™ = 22,32 МПа Р„„ = 22,0 МПа Р„„ = 13,62 МПа

Скважина, пластовое давление

Рис. 7. Изменение содержания бензиновых фракций конденсатов 2-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки: 1 - фракция НК-200 °С; 2 - фракция 60-160 °С; 3 - фракция НК-120 °С

40

35

О ЯП

со

5

й5 25

С[

о

£ Ю

л

си

5

р„„= 25,02 МПа р„л- 22,32 МПа р„„= 22,0 МПа р„„= 13,62 МПа Скважина, пластовое давление

Рис. 8. Изменение содержания товарных фракций конденсатов 2-го эксплуатационного объекта Ямбурского НГКМ в процессе разработки:

1 - фракция, выкипающая при температуре выше 160 °С;

2 - фракция авиакеросина 150-250 °С; 3 - фракция легкого газойля 160-240 °С

"!" ."!!4>! !> 4 !!;@

903090010002011731000100900014020100891930010001300120000001022732

Таким образом, на основании мониторинга физико-химических свойств и фракционного состава конденсатов двух эксплуатационных объектов валанжинских залежей Ямбургского НГКМ установлено, что в процессе разработки произошло заметное облегчение конденсатов. Оно выразилось в понижении температур конца кипения: на 1-м объекте - с 298 °С при начальном пластовом давлении 26,72 МПа до 241 °С при текущем пластовом давлении 13,91 МПа; на 2-м объекте - с 360 °С при начальном пластовом давлении 32,4 МПа до 241 °С при текущем пластовом давлении 13,62 МПа. Более значительные потери конденсата в пласте наблюдались на втором объекте, который в результате ретроградных процессов лишился высококипящей части дизельной фракции. В настоящее время во фракционном составе конденсатов обоих объектов присутствуют все бензиновые фракции, а также фракция легкого газойля. Высококипя-щие фракции в результате фазовых превращений, происшедших в залежах при снижении пластового давления, выпали в пласте (пластовые потери).

Полученные результаты свидетельствуют о необходимости проведения исследовательских работ, направленных на решение проблемы до-извлечения выпавшего в пласте конденсата.