Особенности фазового поведения пластовых газоконденсатных систем в области прямого испарения

УДК 622.279

В.И. Лапшин, А.Н. Волков, А.В. Поляков

Особенности фазового поведения пластовых газоконденсатных систем в области прямого испарения

Общепринятое представление о фазовом поведении пластовых газожидкостных систем (ПГЖС) строится на основе обобщенной фазовой диаграммы в координатах «давление-температура» (р-Т) [1, 2], на которой отображаются такие процессы, как переход газожидкостных смесей в парообразное или жидкостное состояние при изменении давления и температуры.

Фазовая р-Т-диаграмма строится на основе изотерм контактной конденсации или разгазирования ПГЖС: конденсации - в области температур от крикондентермы до критической температуры, разгазирования - в области температур от критической и ниже. Исследования проводятся за счет снижения давления в РУТ-камере без изменения массы заправленной ПГЖС. Изменение давления и объема производится поршнем. При полностью выдвинутом поршне в РУТ-камере создается минимально возможное давление данной массы заправленной ПГЖС.

Характерные черты диаграммы:

• петлеобразный вид огибающей фазовой диаграммы, представляющей собой линии точек кипения и точек росы и ограничивающей двухфазную область;

• существование критической точки, в которой исчезает различие между жидкой и паровой фазами;

• наличие крикондебары и крикондентермы, что предполагает существование областей ретроградных явлений;

• наличие области полного испарения жидкости, расположенной ниже точек росы.

Однако фактически фазового поведения реальных ПГЖС обобщенная фазовая диаграмма не отражает [3-5]. Рассмотрим более детально отличие фазового поведения реальной ПГЖС от фазового поведения ПГЖС, определенного на основании р-Т-диаграммы [1].

Так, при сравнении характера двух изотерм контактной конденсации (рис. 1), одна из которых получена на основании реальных экспериментальных данных, а другая снята с обобщенной фазовой диаграммы, видно, что принципиальные отличия

25

JS

S

а £

э «

Б ¡5

20

15

S 10

1С

О

результаты опыта контактной конденсации согласно обобщенной фазовой диаграмме

Рис. 1. Изотермы контактной конденсации для углеводородных газожидкостных систем:

Рпл.тж - текущее пластовое давление; рпл.ная - начальное пластовое давление

Ключевые слова:

газоконденсатное

месторождение,

поздняя стадия

разработки,

фазовые

превращения,

прямое испарение.

Keywords:

gas-condensate field, late stage of development, phase

transformation, direct vaporization.

5

0

заключаются в отсутствии полного испарения жидкой фазы при давлениях, близких к 0,1013 МПа.

Следует отметить, что изменение фазовых характеристик пластовой газоконденсат-ной системы при снижении пластового давления в процессе разработки происходит за счет изменения начальной массы системы в процессе извлечения углеводородов (УВ). Поэтому особенности фазового поведения газоконден-сатной системы в процессе снижения давления определяются на основе экспериментальных данных, полученных в ходе проведения опытов дифференциальной конденсации, которые моделируют разработку газоконденсатной залежи на режиме истощения. Эксперименты проводятся с использованием установок фазового равновесия при постоянной температуре, соответствующей пластовой [2]. Снижение давления осуществляется ступенчато, путем выпуска порции газа. На каждой ступени снижения давления определяются объем выпавшего насыщенного конденсата в РУТ-ячейке, объем выпущенного газа и его состав. Для изучения состава выпавшего конденсата после каждой ступени производится новая рекомбинация пластовой УВ-системы. Выпущенный

из РУТ-ячейки газ соответствует в разработке добываемому пластовому газу, а выпавший насыщенный конденсат - ретроградному конденсату.

Результаты полных РУТ-исследований ре-комбинированной пластовой системы скв. 774 ачимовских отложений Уренгойского нефтега-зоконденсатного месторождения (НГКМ), которые включают исследование контактных и дифференциальных процессов, отображены в табл. 1 и на рис. 2. Следует отметить существенное отличие количества выпавшего при давлении максимальной конденсации нестабильного и стабильного конденсатов за счет присутствия в нестабильном конденсате газообразных компонентов С1-С4 и других.

Полные РУТ-исследования проводятся обычно в процессе разведки и начала разработки месторождения, когда из пласта добывается начальная пластовая газоконденсатная смесь. Следовательно, в рекомбинации пластовой системы используется конденсат начальных свойств и состава. Испарение ретроградного конденсата можно оценить интенсивностью испарения (И.И.) в %, определяемой как разность пластовых потерь (П.П.) в см3/м3 или г/см3 при давлении максимальной конденсации

Таблица 1

Результаты экспериментальных исследований пластовой системы ачимовских отложений

Уренгойского НГКМ

Характеристика пласта / флюида Скв. 774, Ач3-4, Ач5 Скв. 716, Ач3-4 Скв. 732, Ач3-4 Скв. 778, Ач3—4

Пластовое давление, рпл, МПа 60,8 58,8 60 57,8

Пластовая температура, Гпл, К 378 378 376 375

Компонентный состав флюида, %:

• СП, 82,7 86,37 83,5 83,44

• С -Г 11,22 9,49 11,6 11,45

• С5+ 6,08 4,14 4,9 5,11

Содержание С5+, q, г/м3 327 167 223 242

Плотность С5+, г/см3 0,7852 0,788 0,7809 0,789

Молярная масса флюида, г/моль 135 142 137 141

Фракционный состав, °С:

• начало кипения (н.к.) 50 36 32 43

• 50 % объем. 185 172 178 178

• 80 % объем. 350 325 331 330

Групповой УВ-состав, % масс.:

• ароматические • нафтеновые 15,69 37,04 13,95 44,13 — 18,22 33,51

• метановые 47,04 41,92 - 48,27

Давление начала конденсации, рн к, МПа 50 47,5 48 48

Коэффициент извлечения, Кизвл при 0,1013 МПа 0,57 0,7 0,62 0,63

Интенсивность испарения ретроградного конденсата, %: • насыщенного 19,6 24,3 23,5 27,6

• стабильного 6,1 7,0 8,0 5,0

Плотность ретроградного конденсата, г/см3 0,829 0,845 0,819 0,833

о Сн 350

си Сн 300

а 5:

X "5 о 250

« о с - СЗ 15 200

а I и

э к 150

8 « о «

X О - 100

о о к

£ о * К 50

'Й

- о О 0

20 30 40

Пластовое давление, МПа

Изотермы:

ф контактной конденсации

Рис. 2. Результаты РУТ-исследований ачимовских отложений Уренгойского НГКМ

(скв. 774) при Тпл = 378 К

(Ршк) и давлении 0,1 МПа, поделенная на пластовые потери при давлении максимальной конденсации:

И.П.= П.П.

На рис. 3 проиллюстрированы результаты экспериментальных исследований и изобра-

жены изотермы дифференциальной конденсации, показывающие изменение насыщенности в процессе снижения давления для различных объектов ачимовской залежи Уренгойского НГКМ. Полученные данные свидетельствуют, что увеличение содержания УВ С5+ в системе приводит к значительному росту потерь насыщенного конденсата, максимум

8 * т Й

о К

е я

н ч к о и

<и

о

250

200

150

100

50

20 30 40

Пластовое давление, МПа

скв. 774, д = 327 г/м3 скв. 732, д = 223 г/м3

скв. 778, д = 242 г/м3 скв. 716, д = 167 г/м3

Рис. 3. Изотермы дифференциальной конденсации газоконденсатной смеси ачимовских отложений

Уренгойского НГКМ

0

которых приходится на область давления максимальной конденсации. Количество выделившегося насыщенного конденсата при давлении максимальной конденсации и содержании С5+ 327 г/м3 достигает 220 см3/м3. При рассмотрении области давлений, близких к 0,1013 МПа, видно, что полного испарения выпавшего насыщенного ретроградного конденсата не происходит (см. рис. 3, табл. 1). Этот вывод подтверждается результатами подобных РУТ-исследований, проведенных с использо-

ванием пластовых смесей различных нефте-газо- и газоконденстных (ГКМ) месторождений независимо от состава и свойств пластовой газоконденсатной системы и начальных термобарических условий (табл. 2, рис. 4).

Стоит отметить, что с увеличением начального содержания С5+ в пластовом газе насыщенность при давлении максимальной конденсации растет интенсивнее. На рис. 4 в области прямого испарения по характеру изменения насыщенности (разница между насыщен-

Таблица 2

Характеристика исследованных пластовых систем

Показатель § £ з * 1 м о К В м е Астраханское ГКМ Уренгойское НГКМ ачимовские залежи** Печорогородское ГКМ Северо-Васюганское ГКМ*** Пеляткинское ГКМ

СД-1Х СД-У1

Глубина залегания, м 2914-3250 3870-4100 3570-3780 3466-3349 2565-2594 2600-2650 2450-2500

Начальное пластовое давление, МПа 28,3 61,2 57,8 36,5 22,7 23 20

Пластовая температура, К 352 383 375 343 355 328 328

Начальное содержание С5+ на «сухой» газ, г/м3 290 262 242 397 196 76,5 29,4

Содержание С2-С4, % мол. 8,9 8,0 11,45 15,4 12,0 6,2 3,9

* Скв. 133. ** Скв. 778.

*** Данные на момент проведения исследований.

30

0 100 200 300 400 500

Содержание УВ С5+, г/м3 при атмосферном давлении И при давлении максимальной конденсации

Рис. 4. Зависимость насыщенности жидкой фазы от содержания С5+ в пластовой системе

ностями при давлении максимальной конденсации и атмосферном давлении) можно выделить три подобласти:

1) УВ-системы с содержанием С5+ до 50 г/м3 - изменение насыщенности незначительное;

2) УВ-системы с содержанием С5+ от 50 до 200 г/м3 - изменение насыщенности плавно снижается, и разность соответствующих показателей для q = 200 г/м3 достигает примерно

1,8 %;

3) УВ-системы с содержанием С5+ от 200 г/м3 и выше - изменение насыщенности активно снижается, и разность соответствующих показателей для q = 400 г/м3 достигает около 7 %.

Сравнение свойств стабильного ретроградного конденсата и стабильного конденсата, извлекаемого из пласта, на начало разработки месторождения показывает, что стабильный ретроградный конденсат имеет более высокие плотность и молярную массу (табл. 3, см. табл. 2).

Молярная масса ретроградного конденсата Ен-Яхинского и Северо-Васюганского месторождений в сравнении со стабильным конденсатом увеличилась более чем на 20 %; Астраханского, Уренгойского и Печорогород-ского месторождений - на 9-10 %. Применительно к рассматриваемым месторождениям увеличение плотности конденсата составляет 2-8 %, интенсивность испарения достигает

17 % для стабильного конденсата и 40 % для нестабильного (насыщенного). Более легкий конденсат испаряется интенсивнее, т.е. низкомолекулярные фракции активнее вовлекаются в процесс прямого испарения.

Согласно данным экспериментальных исследований газоконденсатной системы Берямбинского месторождения (табл. 4), молярная масса и плотность ретроградного конденсата уменьшаются в процессе снижения давления за счет выпадения все более легких УВ-компонентов. А после прохождения давления максимальной конденсации происходит утяжеление этих свойств в связи с испарением легких УВ.

Для изучения характера испарения УВ-компонентов в составе ретроградного конденсата проведены экспериментальные исследования искусственной газоконденсатной системы, составленной из чистых компонентов. По составу искусственная смесь представлена (% мол.): метаном - 80,20; этаном - 9,83; пропаном - 3,08; бутаном - 0,89; высококи-пящими УВ С5+ - 3,94; неуглеводородными компонентами (азот и углекислый газ) - 2,06. Содержание С5+ составляет 231,2 г/м3, молярная масса - 135,5 г/моль. По результатам эксперимента дифференциальной конденсации при температуре 353 К рассчитаны потери высококипящих УВ в процессе снижения давления (рис. 5). Согласно полученным данным установлено, что в процесс прямого испарения

Таблица 3

Результаты исследования ретроградного процесса пластовых газоконденсатных смесей

Месторождение Интенсивность испарения ретроградного конденсата, % Свойства конденсата

нестабильного

плотность, г/см3 молярная масса, г/моль плотность, г/см3 молярная масса, г/моль

Ен-Яхинское 38 12 0,736 109 0,778 138

Астраханское 30 10 0,805 151 0,851 168

Уренгойское (ачимовская залежь) 23,7 6,3 0,775 139 0,831 153

Печорогородское 32,8 - 0,753 133 0,770 146

Северо-Васюганское 39,6 17 0,712 106 0,769 130

Таблица 4

Изменение свойств ретроградного конденсата Берямбинского месторождения

Давление на ступени, МПа 20 16 12 8 4 0,1

Плотность, г/см3 0,7721 0,7568 0,7474 0,7418 0,7392 0,7692

Молярная масса, г/моль 139 125 106 100,5 103 130

к

л £

о

с

24

20

16

12

72

60

48

36

24

12

О 5

а £

о

С

16

Давление, МПа

24

32

_ С5 • пС6  пС7 ш- пС8 ♦ иС9 • иС10  иС12 А иС16

Рис. 5. Потери высококипящих УВ по результатам исследований искусственной

газоконденсатной смеси

вовлекаются компоненты С5-С9, со снижением молярной массы процесс испарения протекает более интенсивно. УВ выше С10 не вовлекаются в процесс прямого испарения.

Из полученных данных следует, что наиболее высокомолекулярные УВ-компо-ненты, характеризующиеся первоочередным

выпадением при снижении давления ниже рнк, имеют низкую активность к испарению в области низких давлений. Эти особенности проиллюстрированы на примере изменения компонентного состава конденсата Печорогородского месторождения (рис. 6). В процессе прямого испарения в основном участвует бензиновая

8

4

0

0

0

8

I

<и

ю

л £ а

и «

о О

300

200

100

10

20

Давление, МПа В— бензины;

30

40

А. парафины

Рис. 6. Содержание компонентов в пластовом газе Печорогородского ГКМ

й =

£ Л

¡¡Т «

о О

6

4

2

0

фракция, тогда как масла практически не испаряются, а парафины при снижении давления ниже рнк практически сразу полностью выпадают из пластового газа в ретроградный конденсат.

***

Таким образом, на основании результатов проделанной работы показаны отличительные особенности фазового поведения реальных пластовых газоконденсатных систем в области низких давлений. Рассмотрены факторы, обусловливающие характер протекания ретроградных процессов, изучена интенсивность испарения компонентов ретроградного конденсата. С точки зрения разработки наибольший интерес представляют УВ-системы с содержанием УВ С5+ выше 200 г/м3, где достигается наибольшее изменение насыщенности за счет процесса прямого испарения нестабильного (насыщенного) конденсата. При этом интенсивность прямого испарения стабильного конденсата существенно ниже (см. табл. 3).

Описок литературы

1. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте / С.Д. Пирсон. - М.: Гостоптехиздат, 1961. -570 с.

2. Р Газпром 086-2010. Инструкция

по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин: в 2 ч. / разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ»; С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев и др.; утв. ОАО «Газпром» 05.08.2010, введ. 29.04.2011. - М.: Газпром экспо, 2011. - Ч. 1. - 234 с.; Ч. 2. - 319 с.

3. Газоконденсатные системы и методы их изучения. - М.: Недра, 1984. - 152 с.

4. Волков А.Н. Физическое моделирование состава и фазового поведения углеводородных систем глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений: дис. ... канд. техн. наук / А.Н. Волков. -М., 2004. - 180 с.

5. Лапшин В.И. Фазовые превращения ретроградных газоконденсатных систем при разработке нефтегазоконденсатных месторождений / В.И. Лапшин // Разработка месторождений углеводородов. -

М.: ВНИИГАЗ, 2008. - С. 201-211.