Аналитическая и экспериментальная оценка влагоемкости природных газов и влияния конденсационной воды на фазовые характеристики

УДК 622.279.5:53.08

В.И. Лапшин, А.Н. Волков, И.М. Шафиев, А.Д. Люгай, А.А. Константинов

Аналитическая и экспериментальная оценка влагоемкости природных газов и влияния конденсационной воды на фазовые характеристики

При большом разнообразии типов пластовых вод газовых и газоконденсатных месторождений к основным следует отнести краевые, подошвенные, остаточные и конденсационные воды [1, 2]. Существуют техногенные воды, которые являются смесью пластовых вод и остатков бурового раствора, промывочных жидкостей, продуктов реакции солянокислотной обработки и др. Краевые и подошвенные пластовые воды находятся в гидродинамических бассейнах, окружающих или подстилающих залежи. Внедряясь в залежи углеводородов (УВ), краевые и подошвенные пластовые воды оказывают, как правило, решающее влияние на разработку месторождений с нормальным (условно гидростатическим) или близким к нему пластовым давлением. Эти воды в большинстве случаев имеют высокую минерализацию, которая в десятки, сотни и тысячи раз превышает минерализацию конденсационных вод, что широко используется при контроле над продвижением контурных и подошвенных вод в залежи УВ.

В зависимости от коллекторских свойств пород остаточные воды занимают различную часть порового объема залежи. Так, в основной залежи Оренбургского и Вуктыльского НГКМ остаточная влагонасыщенность изменяется от 5 до 26 %, в нижнемеловой залежи Каневского ГКМ остаточная водонасыщенность в среднем равна 18,8 % [1]. Остаточные воды, по-видимому, всегда представляют собой смесь нескольких типов вод, захороненных с осадками либо поступивших вначале в водонасыщенные коллекторы, а затем и в образовавшиеся залежи УВ.

Конденсационные воды образуются в результате конденсации первичной паровой фазы, насыщающей парогазовую смесь при начальных пластовых давлениях, т.е. могут быть получены при эксплуатации центральных скважин, дренирующих на малых депрессиях высокопроницаемые пласты с незначительной остаточной водо-насыщенностью в начальный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений, когда пластовое давление равно или близко начальному значению.

Под влагоемкостью (содержанием конденсационной воды в пластовом газе) понимается количество паров воды, растворенных в единице объема газа при заданных условиях. Влагосодержание характеризуется абсолютной и относительной влажностью. Под абсолютной влажностью газа (Щ) при заданных давлении и температуре понимается отношение массы водяных паров, содержащихся в газе, к его объему, приведенному к стандартным условиям. Единицы измерения - кг/1000 м3 или г/м3.

Особо следует отметить сепарационные воды. Все воды, получаемые на поверхности с газом и конденсатом, являются водами сепарации углеводородной парогазовой смеси, и их следует называть сепарационными водами либо извлекаемыми с газом. В начальный период разработки, когда пластовое давление еще не снизилось, они представлены преимущественно конденсационными водами.

Влагоемкость природных газов может достигать десятков граммов на 1 м3 газа в пересчете на нормальные условия в зависимости от давления и температуры в пласте, состава газа и минерализации контактирующей с газом воды [1]. Высокой способностью растворять воду обладают сероводород и углекислый газ, поэтому сырье газовых и газоконденсатных месторождений, содержащее в своем составе эти кислые компоненты, имеет повышенную влагонасыщенность.

В пластовых условиях конденсационные воды в основном находятся в виде водяного пара в составе пластовой газовой (газоконденсатной) смеси.

Ключевые слова:

фазовое поведение

пластовых

газоконденсатных

систем,

влагоемкость,

природный газ.

Keywords:

phase behavior of gas condensate reservoir systems, water-holding capacity, natural gas.

В существующих методиках исследования состава, свойств и фазового состояния пластового газа водяной пар не учитывается, так как при исследовании используется осушенный в процессе сепарации газ.

Согласно [2, 3], растворимость воды в области нормальных процессов в пластовых залежах понижается с увеличением давления и повышается с ростом температуры. Совместное действие давления и температуры с увеличением глубины залегания залежей, как правило, приводит к росту влагосодержания.

В промысловой практике оценка влагоем-кости (предельно возможное влагосодержание) пластовых газов проводится по графикам и формулам Д. Л. Катца, Р.Х. Букачека и др. [2, 3].

Обобщенная зависимость влагосодержа-ния природного газа от давления и температуры приведена в работе [2]. Данная зависимость свидетельствует, что влагосодержание природного газа с увеличением давления начинает возрастать только с давлений порядка 65 МПа при Т = 300 К и 90 МПа при Т = 473 К. Приведенные автором [2] зависимости рассчитаны для газов с относительной плотностью по воздуху 0,6, находящихся в контакте с пресной водой; для газов большей плотности и с минерализованной водой вводятся поправочные коэффициенты.

Величина Щ06 рассчитывается по формуле [4]

W0 6 = — + B,

0,6 p

где А - коэффициент влагосодержания идеального газа; В - коэффициент, зависящий от состава газа и минерализации воды; Р - давление.

Расчеты показывают, что при давлении 60 МПа и температуре 453 К (180 °С) влаго-содержание пластового газа будет составлять 22-25 г/м3. При более низкой температуре (353 К) при том же давлении влагосодержание не превысит 2 г/м3 (380 К - 4,5 г/м3).

При содержании сероводорода и диоксида углерода в природном газе свыше 20 % объема влагонасыщенность определяют по правилам аддитивности:

W0,6 xW + XCO2 WCO2 + XH2SWH2S,

где х, хС02, Хд25 - молярные доли соответствующих неуглеводородных компонентов, диоксида углерода и сероводорода в газе; V, №со , 8 -

содержание влаги в соответствующих компонентах.

Влагосодержание CO2 и H2S определяется по номограммам [4].

Для уточнения влагосодержания реальных пластовых газов были проведены эксперименты на установке УГК-3. Объем камеры PVT -

3,2 л, максимальное давление - 40 МПа, температура - 373 K, точность измерения объема жидкой фазы - 0,02 см3. Незначительное влаго-содержание природных газов, конструктивные особенности установки УГК-3 (наличие «мертвого» объема от смотрового окна до нижнего поршня) вызывают необходимость проведения специальной тарировки. Для этого было проведено измерение «мертвого» объема при различных давлениях на изотермах 293 и 353 K. Изменение «мертвого» объема при увеличении давления отражено на рис. 1. Установлено, что увеличение давления до 30 МПа на изотерме 353 K привело к изменению «мертвого» объема на 0,75 см3.

Для исследования использовался газ сепарации, отобранный при Тсеп = 253 K, следующего состава (% мольн.): C1H4 - 91,00; C2H6 - 5,57; C3H8 - 1,04; C4H10 - 0,40; C5+ - 0,07; N2 - 1,82; CO2 - 0,02. Расчетное влагосодержание -W ~ 0,05 г/м3 при Tcen = 253 K [1].

Исследование проводилось следующим образом. При температуре 293 K в камеру PVT загружалась дистиллированная вода плотностью 0,999 г/см3, общий объем загрузки составлял 10,0 см3, в том числе на «мертвый» объем 4,9 см3 при Р = 8,0 МПа и T = 293 K. Далее в камеру PVT загружалось 200 л газа, камера нагревалась до 353 K, давление при этом составило 8,2 МПа.

После перемешивания системы «газ - вода» в течение 30 мин устанавливалось термодинамическое равновесие и определялось количество нерастворенной воды. Далее в камере ступенчато, с шагом 5 МПа повышалось давление. На каждой ступени повышения давления производились перемешивание, стабилизация и определение количества нерастворенной воды.

На рис. 2 приведены результаты определения влагосодержания исследуемого газа при различных давлениях и T = 353 K с учетом поправки на изменение «мертвого» объема камеры от давления, которые свидетельствуют, что:

• изотермическое увеличение давления на изотерме 353 K приводит к уменьшению влаго-содержания природного газа;

2

с

о

VC

<

Давление, МПа

Рис. 1. Зависимость «мертвого» объема УГК-3 от давления при 353 К

Давление, МПа

Рис. 2. Влагосодержание газа сепарации при Тсп = 353 K

• экспериментально полученные величины влагонасыщенности исследованного газа, с учетом погрешности измерения объема на установке УГК-3, одного порядка с расчетными [2, 3].

Так, при давлении 32,5 МПа экспериментальное влагосодержание составило 3,0 г/м3, расчетное - 2,5 г/м3.

Значительный интерес представляет оценка влагосодержания газоконденсатных систем, содержащих жидкие углеводороды C5+e. В связи с этим рассмотрим результаты экспериментальной работы А.И. Гриценко [5] по изучению фазового поведения воды в системе «газоконденсатная смесь - вода», полученные при исследовании Майкопского и Челбасского ГКМ Краснодарского края.

В табл. 1. приведены термобарические характеристики, компонентный состав и влагосо-держание газоконденсатных смесей указанных месторождений.

Автором [5] на первом этапе эксперимента проводилась тарировка установки УГК-3 и определялся «мертвый» объем камеры PVT, который составил 1,5 см3. Далее в газоконденсатной смеси, загруженной в камеру PVT, была растворена дистиллированная вода (исходя из расчетного влагосодержания для Майкопского ГКМ - 11,7 г/м3 и Челбасского ГКМ - 5,5 г/м3). При проведении экспериментов газоконденсатная система состояла из газа сепарации объемом от 310 до 496 л и конденсата - от 14,6 до

40,2 см3.

Таблица 1

Термобарические характеристики, компонентный состав и влагосодержание газоконденсатных

смесей Майкопского и Челбасского ГКМ

геы P, пл’ ЫПа Т, пл> K ОД, % об. c2h6, % об. C3H8, % об. C4H10, % об. Kra, см3/м3 Влагоемкость расч. [3], г/м3 Влагоемкость эксп., г/м3

Ыайкопское 30,3 401 88,04 6,32 1,29 0,52 81 11,7 10,5

Челбасское 22,6 369 87,69 6,30 1,78 0,71 47 5,5 5,43

При пластовых давлении и температуре газоконденсатная смесь с растворенной водой переводилась в однофазное газообразное состояние, после чего снимались изотермы дифференциальной конденсации.

В процессе снижения давления в камере РУТ автор [5] в эндоскопе наблюдал трехфазную систему «газ - конденсат - вода». При этом максимальное количество выпавшей воды не превышало 0,26 см3 для Майкопского ГКМ и 0,27 см3 - для Челбасского ГКМ.

В процессе исследований [5] установлено:

• влагонасыщенность изученных газоконденсатных смесей, определенная экспериментальным путем, практически равна расчетной влагонасыщенности [3];

• присутствие растворенной воды в пластовой смеси не влияет на количество выделившегося в пласте конденсата;

• давление однофазного состояния пластовой газоконденсатной системы в присутствии растворенной конденсационной воды увеличивается по сравнению с результатами, полученными при исследовании смесей из тех же месторождений без конденсационной воды, в проведенных экспериментах на 2,8-4,46 %.

Как было отмечено выше, присутствие сероводорода и двуокиси углерода в природном газе повышает его влагосодержание по сравнению с газами, не содержащими Н28 и С02. Расчетные значения влагосодержания для среднего состава пластового газа Астраханского ГКМ (АГКМ) (табл. 2) были определено согласно графикам определения содержания воды в природных газах, содержащих Н28 и С02 [6]; результаты представлены в табл. 3.

Таблица 2

Средний состав пластового газа АГКМ

Kомпоненты Сі С2 С3 С4 С5+в H2S СО2 n2

% мольные 53,50 2,33 1,16 0,64 3,89 25,52 12,37 0,59

Таблица 3

Расчетные значения влагосодержания пластового газа АГКМ

Давление Р, ЫПа 61,2 55 50 45 40 35 30 25 20

Aбсолютная влажность газа W, г/м3 8,70 8,89 9,09 9,32 9,55 9,73 9,95 10,2 10,7

Для экспериментальной оценки водонасыщенности газа сепарации и пластового газа ATKM проведены исследования на установке фазовых равновесий ARNOULIN SERMIP FRANCE - PVT. На первом этапе исследования проводились с газом сепарации, для чего в камеру высокого давления объемом 3,8 л было закачано 145 л осушенного газа сепарации скв. 918 ATKM. Состав газа сепарации скв. 918 приведен в табл. 4.

Затем в камеру ввели 0,75 см3 конденсационной воды скв. 918 плотностью 1,001 г/см3, солевой состав которой приведен в табл. 5.

Kоличество воды на газ сепарации составило 5,2 см3/м3. Подобный водогазовый фактор наблюдался в начальный период разработки ATKM. Смесь была приведена к следующим пластовым условиям: Р = 61,2 M^ и Т = 383 K. При таких термобарических условиях вода в течение 3 ч полностью растворилась в газе.

Таблица 4

Состав газа сепарации скв. 918 АГКМ

Kомпоненты Н£ CO2 N? Cl C7 C3 C4 C5 C6 C7

% мольные 23,29 11,32 0,60 58,62 1,34 3,79 0,49 0,32 0,23 -

Таблица 5

Состав конденсационной воды скв. 918 АГКМ

Дата анализа Плотность, г/см3 Mинерализация, мг/л Ионный состав, мг/л

Cl- SO2- Са2+ CO2- HCO- Mg2+ N+ K+

14.09.1998 г. 1,001 369,65 103,0 52,8 8,8 1,5 0 92,0 Сл.

В процессе исследований при Р = 15 МПа и Т = 293 K из камеры PVT была выпущена вся вода и 11,5 л газа, затем в камеру с остаточным объемом газа 134,4 л было заправлено 6,7 см3 воды, при этом количество воды на газ сепарации составило 50 см3/м3. Смесь в пластовых условиях Р = 61,2 МПа, Т = 383 K рекомбинировалась в течение 24 ч. При таких термобарических условиях в газе растворилось 2 см3 загруженной воды. С учетом остаточного влагосодержания в газе сепарации порядка

0,8 г/м3 общее влагосодержание составило 15,68 см3/м3.

При повторном эксперименте из камеры PVT при Р = 15 МПа и Т = 293 K выпустили выпавшую воду в количестве 6,7 см3 и 9 л газа. В камере осталось 125 л газа, дозаправили 4 см3 воды. Смесь, приведенная к условиям Р = 61,2 МПа, Т = 383 K, рекомбинировалась в течение 24 ч, при этом растворилось 1,8 см3 воды. Количество воды на газ сепарации составило 15,2 см3/м3.

Проведенные эксперименты свидетельствуют, что для пластовых условий АГКМ (Р = 61,2 МПа и Т = 383 K) насыщение газа сепарации парами конденсационной воды составляет 15,2-15,7 г/м3.

На втором этапе исследований устанавливалось влияние растворенной в пластовом газе воды на фазовые характеристики - давление начала конденсации, давление максимальной конденсации и т. д.

Для этого в содержащий 15,2 г/м3 воды газ сепарации объемом 121 л было заправлено 40,5 см3 стабильного конденсата плотностью 0,802 г/см3, молекулярной массой 148. Содержание С5+в в пластовой смеси равно 268,4 г/м3. Систему привели к пластовым условиям (Р = 61,2 МПа и Т = 383 K) и рекомбинировали в течение 24 ч, при этом конденсат полностью растворился в газе. Далее поэтапным снижением давления проводилась контактная конденсация С5+в, при этом выпадения воды из смеси при Т = 383 K не наблюдалось. Результаты проведения контактной конденсации приведены в табл. 6. По данным замеров при Т = 383 K давление начала конденсации равно 44,5 МПа (рис. 3).

Таблица 6

Результаты проведения контактной конденсации пластовой системы скв. 918 АГКМ

с содержанием С5+в 268,4 г/м3

Пластовый газ с влагосодержанием 15,2 г/м3

Давление в камере PVT, МПа 61,2 44,5 (PJ 40,5 35,5 25,0 20,0 15,0 6,0

Объем выпавшего конденсата Кк, см3 - - 2,91 7,59 21,61 29,39 33,26 32,01

К / Кгс, см3/ м3 - - 24,05 62,73 178,60 242,89 274,88 264,55

Пластовый газ без конденсационной воды

Давление в камере PVT, МПа 61,2 44,5 42,3 (PJ 39,5 30,0 18,0 10,8 -

Объем выпавшего конденсата Кк, смз - - - 2,52 14,64 29,40 32,40 -

К / Кгс, см3/м3 - - - 20,82 120,99 242,97 269,77 -

При приведении системы к условиям сепарации выпало 1,9 см3 воды и 44,47 см3

конденсата.

300

13

"s

(J

3

я

£ 200

>5

С

м

4

5

N

5S

I 100

в

10 20 30 40 50 60

Давление, МПа

Рис. 3. Изотермы контактной конденсации пластовой системы скв. 918 АГКМ

(Т = 383 К): 1 - без конденсационной воды; 2 - с конденсационной водой

Давление начала конденсации пластовой смеси скв. 918 АГКМ без наличия в пластовом газе конденсационной воды составило 42,3 МПа.

Дальнейшие исследования авторов [7, 8] влагосодержания пластовых газов и влияния конденсационных вод на фазовый переход и конденсатоизвлечение в различных месторождениях (табл. 7) свидетельствуют, что:

• для изученных газовых (газоконденсатных) систем разница расчетных [2, 3, 6] и экспериментальных влагосодержаний для систем, не содержащих И28 и С02, не превышает 15 %, а для систем, содержащих кислые компоненты, - 32 %;

• промысловая оценка начального влагосодержания близка к расчетным и экспериментальным значениям.

Таблица 7

Термобарические характеристики, компонентный состав и начальное влагосодержание пластовых систем газоконденсатных месторождений [8]

ГКМ, НГКМ p, * т"> МПа Тт, K СН4, % мольн. H2S, CO2, % ' мольн. Содержание С5+в, г/м3 Влагоемкость Начальное влагосодержание по факту разработки, г/м3

расчет, г/м3 эксперимент, г/м3

Уренгойское (валанжин, II об.) 25 348 8б,87 - 15б 2,4 3,0 2-3

Ковыктинское 25,7 330 90,б2 - б7 1,4 2,0 1,5-2,5

Астраханское б1,2 383 53,5 H2S - 25,52; CO2 - 12,37 2б5 10,б 15,7 10-15

Уренгойское (ачимовские залежи) б0 383 82,2 - 305 5 5,0-7,0 2-8

Рассматривая особенности влияния конденсационной воды на фазовое равновесие и коэффициент извлечения конденсата, следует учитывать следующее:

• растворенная в пластовом газе вода повышает давление начала конденсации до 5 %. Это обстоятельство необходимо учитывать при PVT исследованиях пластовых систем;

• присутствие растворенной воды в пластовой газоконденсатной смеси практически не влияет на количество конденсата, выделяющегося (в режиме дифференциальной и контактной конденсации) в камере PVT. Следовательно, влияние конденсационной воды на конденсатоизвлечение несущественно.

2 V

іД

—

Список литературы

1. Петренко Н.В. Взаимосвязь природных газов и воды / Н.В. Петренко, В.Г. Хадыкин и др. -М.: Недра, 1995. - 279 с.

2. Рачинский М.З. Конденсационные воды газовых и газоконденсатных залежей /

М.З. Рачинский. - М.: Недра, 1981. - 84 с.

3. Катц Д. Л. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа: пер. с англ. /

Д. Л. Катц, Д. Корнелл, Р. Кабояши; под ред. Ю.П. Коротаева, Г.В. Пономарева. - М.: Недра, 1965. - 676 с.

4. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев,

О.М. Ермилов и др. - М.: Наука, 1997. - 523 с.

5. Гриценко А. И. Исследование влияния воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей / А.И. Гриценко // Газовое дело. -1964. - № 4. - С. 3-5.

6. Robinson. Charts help estimate H2O content of sour gases / Robinson, Wichert, Moore, Heidemann // The Oil and Gas Journal. - 1978. -Feb. 6. - P. 76-78.

7. Лапшин В.И. Экспериментальная оценка влагоемкости природных газов и влияние конденсационной воды на фазовые характеристики / В.И. Лапшин, B.C. Сидоров, И.В. Лапшин // Современное состояние

и перспективы развития газоконденсатных и термодинамических исследований: сб. тр. -М.: ВНИИГАЗ. - 2005. - С. 155-163.

8. Изюмченко Д.В. Конденсатоотдача при разработке нефтегазоконденсатных месторождений / Д.В. Изюмченко,

В.И. Лапшин, В. А. Николаев и др. //

Газовая промышленность. - 2010. - № 2.