CC BY
243
УДК 622.279.23/4
А.Е. Рыжов, Н.М. Парфёнова, Е.Б. Григорьев, И.М. Шафиев, М.М. Орман
Физико-химическая характеристика конденсатов ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
В настоящей статье представлены результаты комплексного физико-химического исследования жидких углеводородов, растворенных в газе ачимовских залежей Уренгойского месторождения, включающего определение свойств конденсатов, фракционного и группового химического составов, товарных свойств топливных фракций, а также рекомендации по их рациональному использованию.
Продуктивность ачимовских отложений на Уренгойском месторождении установлена в 1978 г. в скв. 95-Р. В разрезе ачимовской толщи выделены шесть песчаных пластов (Ач1, Ач2, Ач3-4, Ач5, Ач0, Ач6). Глубина залегания ачимовской пачки -3400М000 м. Ачимовская толща пород берриас-валанжинского возраста представляет собой глинистые отложения толщиной до 200 м и более, включающие песчаные тела клиноформенного типа [1, 2].
Залежи ачимовских отложений находятся в жестких термобарических условиях: пластовые давления изменяются в пределах 57^61 МПа, температуры - 106М10 °С. Потенциальное содержание конденсата находится в пределах 286^319 г/м3 на газ сепарации, конденсатогазовый фактор по сырому конденсату - 413 см3/м3 (или 268,7 г/м3). Жесткие термобарические условия обусловили растворимость в газе сравнительно тяжелых по фракционному составу жидких углеводородов [3].
Объектами настоящего исследования являлись конденсаты из залежей пластов Ач3-4, Ач3-4, 5 и Ач5, отобранные из разведочных скважин при начальном пластовом давлении, а также из эксплуатируемых скважин при текущем пластовом давлении.
В табл. 1 приведена общая физико-химическая характеристика конденсатов ачимовских отложений из скв. 732, 778, 716, 285, 727, 212-4 (Ач3-4), 774, 705 (Ач3-4 5), 440, 336, 800, 213-3 (Ач5), исследованных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 1997-2012 гг.
Характерными особенностями, общими для всех изученных конденсатов, являются: довольно высокие значения плотности (779,7^790,7 кг/см3), значительное содержание твердых парафинов (3,34^5,04 % масс.), низкое содержание серы (0,025^0,028 % масс.) и широкий температурный интервал выкипания. Конденсаты, отобранные в начальный период разработки (1996-1999 гг.), схожи между собой как по физико-химическим свойствам, так и по фракционному составу. Сравнение конденсатов по фракционному составу (рис. 1) показывает, что кривые фракционного состава имеют одинаковый вид, лежат близко друг к другу, что является свидетельством большого сходства между ними.
Было проведено сравнение результатов исследования фракционного состава конденсатов ачимовских отложений в начальный период разработки, проведенного в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», с данными, полученными в ОАО «ТЦЛ» (рис. 2), которое также показало их сходство.
Конденсаты из залежи Ач5 (скв. 440, 336 и 800 Восточного Уренгоя), отобранные в 1999 г., схожи между собой по всем основным параметрам, но несколько легче конденсатов, отобранных из залежей Ач3-4 и Ач3-4, 5. Так, средняя плотность конденсатов залежи Ач5 - 775,2 кг/м3, конденсатов залежей Ач3-4 и Ач3-4 5 - 788,0 г/см3, остаток перегонки составляет соответственно 7,5^9,6 и 11,6^14,0 % об. В целом же эти конденсаты схожи с конденсатами пластов Ач3-4 и Ач3-4 5.
Ключевые слова:
газоконденсат,
фракционный
состав,
групповой
углеводородный
состав,
бензиновые,
керосиновые,
дизельные
фракции.
Keywords:
gas condensate,
fraction composition,
group hydrocarbon
composition,
gasoline,
kerosene,
diesel fractions.
№ 5 (16) / 2013
№5(16)/2013
Таблица 1
ГО
Физико-химические свойства и фракционный состав конденсатов ачимовских отложений Уренгойского месторождения (ВНИИГАЗ)
№ скважины Год отбора Пластовое давление, МПа Плотность при 20 °С, кг/м3 Показатель преломления Молекулярная масса Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с Температура помутнения, °С Температура застывания, °С Содержание, % масс. Фракционный состав (по ГОСТ 2177) Групповой углеводородный состав, % масс, на фракцию НК-300
серы твердых парафинов смол силикагелевых НК, °с температура перегонки, °С О о и и отгон, % об. остаток, % об. потери, % об. ароматические нафтеновые метановые
10 % об. 20 % об. 30 % об. 40 % об. 50 % об. 60 % об. 70 % об. 80 % об.
Скв. 732 (АЧз.„) 1998 60 779,7 1,4395 137 i,6i 18 -7 0,025 3,85 0,43 32 76 104 121 143 178 228 280 331 >360 87 11,8 1,2
2001 59,4 786,8 1,4421 139 1,74 18 -7 0,025 3,64 0,4 38 77 99 118 139 167 222 275 328 >360 87,3 11,2 1,5
Скв. 778 (Ач3.„) 1996 60,3 0,7816 1,4424 140 1,81 18 -4 0,025 4,36 0,38 45 90 106 126 150 182 232 282 336 >360 88 11,6 1,6
2001 58,8 788,8 1,4421 141 1,8 17 -4 0,025 3,47 0,31 42 86 105 124 144 175 230 280 330 >360 86,6 11,8 2
2003 58 787,9 1,441 142 1,72 18 -6 0,025 3,43 0,3 43 86 104 123 145 178 228 276 330 >360 86,7 11,7 1,6 18,22 33,5 48,3
Скв. 716 (АЧз.„) 2001 58,8 788 1,4424 142 1,81 18 -6 0,025 3,34 0,26 36 82 103 120 142 172 226 274 325 >360 86,2 11,8 2 13,95 44,1 41,9
Скв. 285 (АЧз.„) 2001 55 787,3 1,4437 143 1,99 21 -11 0,028 4,68 0,37 38 82 108 131 154 192 249 300 355 >360 84,8 13 2,2
Скв. 727 (Ач3.„) 2002 60,8 786,2 1,4413 142 1,76 21 -9 0,024 5,04 0,36 41 79 105 124 148 182 231 293 340 >360 86 12 2 16,88 36,5 46,6
Скв. 774 (Ач3.„ 5) 1997 60,8 785,2 1,4408 135 1,83 20 -11 0,028 3,63 0,39 50 86 110 130 153 185 235 285 350 >360 83 14 3 15,62 37 47
2001 58,5 792 1,4431 138 1,88 19 -4 0,025 3,58 0,35 44 83 104 121 144 176 230 278 328 >360 86 12,6 1,4
Скв. 705 (Ah,., 5) 2001 57,7 780,9 1,4408 139 1,71 19 -11 0,023 3,95 0,33 36 72 100 119 143 177 227 285 338 >360 85 13,2 2
2002 56,3 783,1 1,44 140 1,77 18 -10 0,023 4,36 0,33 34 71 100 121 145 181 236 291 339 >360 84,5 13,5 2
Скв. 440 (Ач5) 1999 60 779,1 1,4306 136 1,44 14 -7 0,02 3,02 0,5 46 91 107 121 136 158 198 256 310 >360 90 8,5 1,5 16,23 36 47,8
Скв. 336 (Ач5) 1999 60,5 773,8 1,4371 137 1,4 12 -20 0,022 2,67 0,58 37 80 104 123 143 168 210 253 306 >360 91 7,5 1,5
Скв. 800 (Ач5) 1999 - 772,7 1,4379 136 1,54 16,5 -14 0,02 3,34 0,53 33 73 102 123 146 180 228 281 334 >360 86,4 9,6 4
Скв. 212-4 (Ач3.„) 2012 - 765,5 1,4293 126 1,24 2 -13 0,015 3,08 0,24 29,6 74,8 99,4 117 137 166 208 255 307 >360 88,8 5 6,2 14,71 35,3 50
Скв. 213-3 (Ач5) 2012 60,3 790,7 1,4444 148 2,17 14 -12 0,026 5,04 0,61 37,5 83,1 107 127 154 197 248 296 351 >360 82,5 14,8 2,7 15,88 34,8 49,3
Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
93
Выход, % об.
Рис. 1. Фракционный состав конденсатов в начальный период разработки по ГОСТ 2177
(данные ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Рис. 2. Фракционный состав конденсатов в начальный период разработки по ГОСТ 2177
(данные ОАО «ТЦЛ»)
Изменение свойств конденсатов в процессе разработки наиболее отчетливо видно при сопоставлении их фракционных составов. На рис. 3 представлена динамика изменения фракционного состава конденсатов в процессе опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) на примере конденсата из скв. 778.
За время ОПЭ скважины пластовое давление снизилось с 60,3 МПа в начале разработки (1996 г.) до 58,0 МПа в 2003 г. Практически полное слияние кривых фракционного состава свидетельствует о том, что за этот период в составе конденсата из скв. 778 (Ач3-4) не произошло никаких изменений.
Сопоставление фракционных составов конденсатов по кривым истинных температур кипения (ИТК), позволяющим оценить весь
интервал выкипания конденсатов, представлено на рис. 4. К уже имеющимся данным по конденсатам, отобранным из скважин в 19962003 гг., добавлены сведения по фракционному составу конденсатов из скв. 212-4 (Ач3-4) и 213-3 (Ач5) 2012 г. отбора.
Конденсат из скв. 213-3, отобранный при начальном пластовом давлении (60,3 МПа) с плотностью 790,7 кг/м3, немного тяжелее по фракционному составу ранее исследованных конденсатов (см. табл. 1). Тем не менее, кривая ИТК этого конденсата (см. рис. 4) хорошо вписывается в общую картину. Конденсат из скв. 212-4, эксплуатируемой в промышленном масштабе с 2009 г., отличается по всем физико-химическим характеристикам от других конденсатов (см. табл. 1). Это различие
№ 5 (16) / 2013
94
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Рис. 3. Динамика изменения фракционного состава конденсата из скв. 778 (Ач3_4)
в процессе ОПЭ (по ГОСТ 2177)
О
(J
сЗ
S
И
• скв. 285, АЧ3.4 (2001 г.)
■ скв. 716, Ачз_4 (2001 г.)
А скв. 732, АЧ3.4 (2001 г.)
И скв. 778, АЧ3.4 (2001 г.)
А скв. 727, АЧ3.4 (2002 г.)
• скв. 774, АЧ3.4 5 (2001 г.)
• скв. 705, АЧ3.4 5 (2001 г.) А скв. 440, АЧ5 (1997 г.)
—♦— скв. 213-3, АЧ5 (2012 г.) —Ф— СКВ. 212-4,Ачз-4(2012г.)
Температура выкипания, °С
Рис. 4. Фракционный состав (ИТК) конденсатов разного времени отбора
касается и фракционного состава конденсата из скв. 212-4, кривая ИТК которого (см. рис. 4) лежит ниже остальных кривых и характеризуется иной формой, свидетельствующей о большем количестве легких фракций до 100 °С и меньшем содержании тяжелых фракций. Конденсат имеет меньшие значения плотности (765,5 кг/м3), молекулярной массы (126), кинематической вязкости (1,24 мм2/с) и остатка перегонки (5,0 % об.) по сравнению с другими конденсатами. Все эти изменения свидетельствуют о наметившейся тенденции к некоторому облегчению состава конденсата, происходящему в процессе разработки при падении пластового давления.
Групповой углеводородный состав конденсатов представлен по дистиллятной части, выкипающей в пределах НК-300 °С, и выполнен методом анилиновых точек (рис. 5).
Согласно графику, все исследованные конденсаты - начального периода разработки 1997-1999 гг. (скв. 774, 440), 2001 г. (скв. 778) и текущего периода 2012 г. (скв. 212-4 и 213-3) -схожи между собой по углеводородному составу и принадлежат к типу метаново-нафтеновых конденсатов с небольшим преобладанием метановых углеводородов. В конденсатах из скв. 727, 778, 440, 213-3 и 212-4 содержание метановых углеводородов варьирует в узком интервале - 46,6^50,0 % масс., нафтеновых углеводородов - в интервале 33,5^36,0 % масс. В конденсате из скв. 716 примерно равное содержание метановых и нафтеновых углеводородов. Количество ароматических углеводородов среднее и находится в пределах 14^18 % масс.
Характеризуя товарные свойства конденсатов, можно отметить, что конденсаты содержат практически все товарные фракции с хорошими
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
95
Рис. 5. Групповой углеводородный состав конденсатов
выходами последних. Содержание бензиновой фракции НК-200 °С составляет 51-56 % масс, фракции авиакеросина 120-240 °С -29-34 % масс., фракции дизельного топлива 180-350 °С - 33-34 % масс.
Потенциальное содержание топливных фракций в конденсатах из скв. 212-4 и 213-3 (2012 г.) представлено на рис. 6. Конденсат из скв. 212-4 характеризуется более высокими по сравнению с конденсатом из скв. 213-3 выходами бензиновых фракций и примерно равными выходами фракций авиакеросина и дизельного топлива.
Бензиновые фракции конденсата из скв. 213-3 характеризуются высокими выходами, довольно высокими октановыми числами (70,7-75,5 п. по исследовательскому ме-
тоду, несколько более низкими по моторному методу - 65,0-69,8 п.) и хорошими показателями теплоты сгорания (табл. 2). Однако они имеют низкие значения давления насыщенных паров, из-за чего не отвечают требованиям ТУ 51-03-11088 на фракцию газоконденсатную бензиновую прямогонную для автобензинов газоконденсатных прямогонных. В целом же эксплуатационные характеристики бензиновых фракций конденсата позволяют рекомендовать их в качестве основы для получения автомобильных бензинов.
Характеристика керосиновых фракций конденсатов из скв. 716 (2001 г.) и 213-3 (2012 г.) приведена в табл. 3. Керосиновые дистилляты, выкипающие в разных температурных интервалах (выполнено с целью оптимизации их
60
НК-120 °С НК-200 °С 120^240 °С 180-350 °С
Фракции
Рис. 6. Потенциальное содержание топливных фракций в конденсатах из скв. 212-4 и 213-3
№ 5 (16) / 2013
96
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 2
Характеристика бензиновых фракций конденсата из скв. 213-3
Показатели Температурные пределы выкипания фракции, °С
НК-120 НК-62-180 НК-200
Выход, % масс. 25,82 43,10 47,39
Плотность при 20 °С, кг/м3 713,4 751,8 742,0
Показатель преломления, ппг° 1,3991 1,4191 1,4153
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 0,61 0,80 0,95
Давление насыщенных паров, кПа 1,22 0,45 0,84
Фракционный состав:
• НК, °С 37,3 67,3 40,5
• 10 % об. перегоняется при температуре, °С 62,3 92,9 76,1
• 50 % об. перегоняется при температуре, °С 89,3 116,9 117,4
• 90 % об. перегоняется при температуре, °С 112,7 163,9 171,1
• КК, °С 125,9 180,1 200,3
• остаток, % об. 0,8 0,9 0,5
• потери, % об. 1,5 0,9 1,9
Октановое число:
• по моторному методу 69,80 65,00 65,4
• по исследовательскому методу 75,45 70,90 70,7
Теплота сгорания, кДж/кг:
• низшая 43700 43300 43400
• высшая 47400 47400 46900
Таблица 3
Характеристика керосиновых фракций
Показатели Скв.716 (Ач3-4, 2001 г), фракция 135-230°С Скв 213-3 (Ач5, 2012 г), фракция 120-240 °С Нормы для реактивного топлива марки ТС-1 (ГОСТ 10227-86)
высший сорт ОКП 02 5121 0205 первый сорт ОКП 02 5121 0204
Выход, % масс. 22,0 29,25 - -
Плотность при 20 °С, кг/м3 767,4 788,7 Не менее 780 Не менее 775
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 1,38 1,20 Не менее 1,30 Не менее 1,25
Температура начала кристаллизации, °С Ниже -60 Ниже -60 Не выше -60
Испытание на медной пластинке Выдерж. Выдерж. По п. 4.4 ГОСТ
Массовая доля ароматических углеводородов, % 20,3 20,9 Не более 22 Не более 22
Фракционный состав (по ГОСТ 2177-99):
• температура начала перегонки, °С 137,0 127,1 Не выше 150 Не выше 150
• 10 % перегоняется при температуре, °С 156,0 143,1 Не выше 165 Не выше 165
• 50 % перегоняется при температуре, °С 170,0 169,3 Не выше 195 Не выше 195
• 90 % перегоняется при температуре, °С 211,0 217,4 Не выше 230 Не выше 230
• 98 % перегоняется при температуре, °С 226,0 234,0 Не выше 250 Не выше 250
• остаток от разгонки, % 0,8 0,9 Не более 1,5 Не более 1,5
• потери от разгонки, % 0,4 1,5 Не более 1,5 Не более 1,5
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
97
свойств), по всем основным показателям соответствуют требованиям ГОСТ 10227-86 к топливам для реактивных двигателей марки ТС-1. Однако керосиновый дистиллят 120-240 °С имеет более низкое значение кинематической вязкости при 20 °С, вследствие чего его можно рекомендовать в качестве основы для получения реактивного топлива только после добавления соответствующих присадок.
Характеристика фракций дизельного топлива приведена в табл. 4.
Широкая фракция дизельного топлива 180-350 °С по всем основным характеристикам соответствует требованиям ГОСТ 305-82 на летнее дизельное топливо марки Л. Для использования этой фракции в качестве зимнего дизельного топлива марки З необходимо применение присадок, снижающих температуру помутнения и застывания. Фракция дизельного топлива, выкипающая в температурном интервале 160-340 °С, требует улучшения ее вязкостных свойств. В целом же исследованные дизельные дистилляты характеризуются хорошим качеством и могут быть рекомендованы в качестве основы для получения высококачественного дизельного топлива.
Остаток, выкипающий при температуре выше 350 °С, не содержащий асфальтенов и значительного количества смолистых соединений, представляет собой качественное сырье для получения масел различного назначения.
На основании изложенного можно сделать следующие выводы.
Конденсаты ачимовских отложений Уренгойского НГКМ из разведочных скважин пластов Ач3-4 и Ач5, добытые в 1996-2012 гг. при начальном пластовом давлении, схожи между собой по физико-химическим характеристикам. Они характеризуются высокой плотностью (779,7-790,7 кг/м3), выкипают в широком температурном интервале (34,4- 540 °С), являются парафинистыми (содержание парафина -3,4-5,1 % масс.), малосмолистыми (содержание смол силикагелевых - 0,33-0,61 % масс.), низкосернистыми (содержание общей серы -0,025-0,028 % масс.) и относятся к метановонафтеновому типу. Небольшое снижение пластового давления (от 60,8-60,0 до 58,0 МПа) в 1997-2003 гг. при ОПЭ не сказалось на физикохимических характеристиках изученных конденсатов.
В конденсате из скв. 212-4, эксплуатируемой с 2009 г., наметилась тенденция к некоторому облегчению состава. Об этом свидетельствуют уменьшение плотности (765,5 кг/м3), вязкости кинематической и молекулярной массы, а также данные фракционного состава. Содержание высокомолекулярной части конденсата, выкипающей при температуре выше 380 °С, сократилось до 7,2 % масс. по сравнению с 13-17 % масс. конденсатов при начальных пластовых условиях.
Таблица 4
Характеристика фракций дизельного топлива
Показатели Скв. 716 (Ач3-4, 2001 г.), фракция 160-340 °С Скв. 213-3 (Ач5), фракция 180-350 °С Нормы для дизтоплива марок Л, З (ГОСТ 305-82)
Л З
Выход, % масс. 34,15 32,24 - -
Плотность при 20 °С, кг/м3 823,0 832,0 Не более 860 Не более 840
Плотность при 15 °С, кг/м3 826,8 835,4 - -
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 2,81 3,73 3,0-6,0 1,8-5,0
Температура вспышки в закрытом тигле, °С 78 74 Не менее 40 Не менее 35
Температура помутнения, °С -21 -10 Не выше -5 Не выше -5
Температура застывания, °С -26 -18 Не выше -10 Не выше -35
Цетановое число (расчет по ГОСТ 27768-88) 46,8 50,5 Не менее 45 Не менее 45
Фракционный состав:
• 50 % перегоняется при температуре, °С 235 255,2 Не более 280 Не более 280
• 96 % перегоняется при температуре, °С 316 344,5 Не более 360 Не более 340
№ 5 (16) / 2013
98
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Бензиновые, керосиновые и фракции дизельного топлива характеризуются высокими выходами, благоприятными эксплуатационными характеристиками и могут быть рекомендованы в качестве основы для получения высококачественных топлив различного назначения.
Список литературы
1. Рыжов А.Е. Коллекторские свойства пород продуктивных отложений по керновым данным / А.Е. Рыжов, Н.В. Савченко // Изучение углеводородных систем сложного состава: сб. научн. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. -С. 6-11.
Остаток, выкипающий при температуре выше 350 °С, не содержащий асфальтенов и большого количества смолистых соединений, представляет собой сырье для получения масел различного назначения.
3. Островская Т.Д. Особенности фазового состояния пластовой системы и фазовых процессов при разработке залежей /
Т.Д. Островская, Г.С. Федорова,
М. К. Виноградов и др. // Изучение углеводородных систем сложного состава: сб. научн. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 59-68.
2. Рыжов А.Е. Особенности разработки газоконденсатных залежей ачимовских отложений / А.Е. Рыжов, Н.В. Савченко,
Е.В. Шеберстов // Газовая промышленность. -2006. - № 1. - С. 32-33.
№ 5 (16) / 2013
