CC BY
16
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», № 3, 2022
25.00.17 (2.8.4) РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ УДК 622.279.51 И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Добролюбова Р.К., Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова;
Инякина Е.И., Тюменский индустриальный университет;
Краснов И.И. Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова
исследование влияние азота на пластовые потери конденсата при разработке
чаяндинского месторождения
DOI: 10.37493/2308-4758.2022.3.4
Введение. В настоящее время при подсчете запасов и проектировании раз-
работки нефтегазоконденсатных месторождений является достижение экономически рентабельного коэффициента извлечения конденсата. В составе пластовой газоконденсатной системе Чаяндинского месторождения наряду с углеводородными компонентами содержится азот, углекислый газ, гелий. Для оценки влияния азота на величину пластовых потерь конденсата были выполнены экспериментальные PVT-исследования рекомбинированных проб насыщенного конденсата и газа сепарации, отобранных на месторождении при исследовании скважин. Лабораторные PVT-опыты позволили определить влияние не углеводородных компонентов на величину потерь конденсата в залежи при различной температуре и его содержании в метановом газе. Оценка влияния азота на растворимость конденсата в пластовом газе показала, что он повышает давление начала конденсации и увеличивает потери конденсата в залежи. Проведенный анализ выполненных исследований подтвердил, что азот в различной степени влияет на растворимость конденсата в газах и то, что конденсаты метанового типа чаяндинского месторождения обладают лучшей растворимостью при прочих равных условиях.
Материалы и методы исследований. В работах [2-9] рассмотрены лабораторные исследования и аналитические расчеты флюидодинамических свойств газоконденсатных смесей при наличии в системе азота, а также других неуглеводородных компонентов, влияющих на потери углеводородов в залежи. В настоящее время влияния азота на термодинамические свойства газоконденсатных систем не является достаточно изученной, в связи с этим необходимо изучение влияния неуглеводородных компонентов на величину конечного коэффициента извлечения конденсата. Для этого был выполнен комплекс промыслово-лабораторных исследований многокомпонентных систем продуктивных горизонтов чаяндинского месторождения [2, 3]. Он включал промысловые исследования,
проводимые для определения дебита газа сепарации, количества нестабильного конденсата в отсепарированном газе с целью расчета конденсатогазового фактора (см3/м3). Лабораторные исследования проводились для определения потенциального содержания конденсата в составе пластового газа, физико-химических свойств углеводородов и влияния не углеводородных компонентов на пластовые потери конденсата в залежи [5, 6]. Промысловые га-зоконденсатные исследования проводились специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ВостСибНИИГГиМС [7]. Состав пластовой газоконденсатной системы определялся исходя из содержания и объемов газа сепарации и нестабильного конденсата, отобранных в том же режиме сепарации, при котором определялся выход конденсата (КГФ) [8]. Расчет состава пластового газа и определения потенциального содержания конденсата в пластовом газе выполнялись в соответствии с «Методическим руководством о порядке разработки, содержания и оформления материалов по обоснованию потенциального содержания конденсата в пластовом газе и коэффициента извлечения из недр» [7]. Прогноз пластовых потерь конденсата от участия неуглеводородных компонентов в термодинамических процессах необходим для получения исходных параметров при подсчете углеводородов, а так же проектирования разработки месторождений» [9].
Результаты исследований
и их обсуждение. В составе пластовой газоконденсатной системы Чаяндинского месторождения на ряду с углеводородными компонентами содержится азот, углекислый газ, гелий. Для оценки влияния азота на величину пластовых потерь конденсата были выполнены экспериментальные исследования проб насыщенного конденсата и газа сепарации, отобранных на чаяндинском месторождении при исследовании скважин. В разработке месторождения принимают участие залежи ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. Эти залежи взаимно и частично перекрывают друг друга в северо-восточной части зоны. По типу флюида залежи ботуобинского горизонта являются газоконденсатными и газоконденсатными с нефтяными оторочками. В пределах лицензионного участка, залежь изучена 74 скважинами. По результатам интерпретации ГИС значения эффективных газонасыщенных толщин лежат в интервале от 0,6 м до 21,3 метров. Начальный состав пластового газа содержит (% моль): метана - 85,82-83,14; этана - 4,45-4,77; пропана - 1,11-2,67; бутановой фракции - 0,16-0,73; пентанов - 0,25-1,22; азота- от 5,62 до 8,11; двуокиси углерода - до 1,69; гелия - 0,30-0,48; водорода -до 0,08. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе до 40 г/м3. Средняя плотность конденсата в стандартных условиях составляет 680 кг/м3 при молекулярной массе 88 г/моль. Конденсаты относятся к метановому типу (76,60 % об.). Данные бурения отложения хамакинского горизонта показывают, что он объединяет серию пластов, отличающихся, как по мощности, так и по площа-
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Исследование влияние азота на пластовые потери конденсата. . Добролюбова Р.К., Инякина Е.И., Краснов И.И.
ди распространения и по своим фильтрационно-емкостным свойствам. В результате лабораторных исследований определен состав пластового газа (% моль): метана -76,74-84,98; этана - 3,93-5,92; пропана - 1,1-1,8; бутановой фракции - 0,1-0,5; С5 + в 0,27-0,59; азота - 6,58 до 16,34; двуокиси углерода - до 0,47; гелия - 0,281,15; водорода - 0,02-0,52. Потенциальное содержание конденсата в газе до 35 г/м3. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях составляет 0,683 г/см3, при молекулярной массе 83 г/ моль. Содержание ароматических углеводородов принято равным 6,46%, нафтеновых - 14,93%, метановых - 78,61%. Всего в талах-ском горизонте выделено девять газовых залежей. Они характеризуются средним составом пластового газа (% моль): метан - 76,7484,98; этан-3,93-5,92; пропана - 1,1-1,8; бутановой фракции - 0,10,5; пентанов - 0,27-0,59. В составе газа содержатся не углеводородные компоненты следующие (% моль): азота - 6,58-16,34; двуокиси углерода - до 0,47; гелия - до 1,15 и водорода - до 0,52. Потенциальное содержание конденсата до 32 г/м3. Содержание ароматических углеводородов принято равным 6,46%, нафтеновых -14,93%, метановых - 78,61%. Конденсаты продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения относятся к метановому типу [1]. Лабораторные PVT-исследования позволили определить влияние не углеводородных компонентов на величину потерь конденсата в залежи при различной температуре и его содержании в метановом газе. Оценка влияния азота на растворимость конденсата в пластовом газе показала, что он повышает давление начала конденсации и увеличивает потери конденсата в залежи. Проведенный анализ выполненных исследований подтвердил, что азот в различной степени влияет на растворимость конденсата в газах и то, что конденсаты метанового типа Чаяндинского месторождения обладают лучшей растворимостью при прочих равных условиях.
Выводы. Таким образом, проведенные Р^"-эксперименты с целью выявле-
ния влияния азота и других не углеводородных компонентов, находящихся в составе природного газа показали, что проектный коэффициент извлечения конденсата не значительно завышен. Результаты опытов установили различное влияние азота и углекислого газа на пластовые потери углеводородов в залежи из-за неодинаковой степени растворимости конденсата в газах (углекислый газ улучшает, а азот ухудшает их растворимость). Исследования проб газа сепарации и насыщенного конденсата подтвердили данные о том, что лучшей растворимостью при прочих равных условиях обладают конденсаты метанового типа. Определена степень влияния азота на пластовые потери конденсата в залежи для условий разработки Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
Ключевые слова: PVT-установка, экспериментальные исследования, природный газ, влияние азота, давления максимальной конденсации, коэффициент извлечения конденсата, пластовые потери, Чаяндинское месторождение.
Dobrolyubova R.K., North-Eastern Federal University named after M.K. Ammosov, Tyumen, Russian;
Tyumen Industrial University, Tyumen, Russian; North-Eastern Federal University named after M.K. Ammosov, Tyumen, Russian
Research Influence оf Nitrogen оn Formation Condensate Loss During the Development оf the Chayandinskoye Field
Currently, when calculating reserves and designing the development of oil and gas condensate fields, the priority is to achieve the highest possible and economically viable condensate recovery factor. The reservoir gas condensate system of the Chayandinskoye field, along with hydrocarbon components, contains nitrogen, carbon dioxide, and helium. To assess the effect of nitrogen on the amount of reservoir condensate loss, experimental PVT studies of recombined samples of saturated condensate and separation gas taken at the field during well testing were performed. Laboratory PVT-experiments made it possible to determine the effect of non-hydrocarbon components on the amount of condensate losses in the deposit at different temperatures and its content in methane gas. Qualitative and quantitative assessment of the effect of nitrogen (N2) on the condensate solubility in the formation gas showed that it increases the pressure of the onset of condensation and increases the loss of condensate in the deposit. The analysis of the performed studies confirmed that nitrogen affects the solubility of the condensate in gases to varying degrees and that the methane-type condensates of the Chayandinskoye field have better solubility, all other things being equal.
Materials and methods
of research. The works [2-9] consider laboratory studies and analytical calculations
of the fluid-dynamic properties of gas condensate mixtures in the presence of nitrogen in the system, as well as other non-hydrocarbon components that affect the loss of hydrocarbons in the deposit. At present, the effect of nitrogen on the thermodynamic properties of gas condensate systems is not sufficiently studied; therefore, it is necessary to study the effect of non-hydrocarbon components on the value of the final condensate recovery factor. For this, a set of field and laboratory studies of multicomponent systems of productive horizons of the Chayandinskoye field was carried out [2, 3]. It included field studies conducted to determine the flow rate of the separation gas, the amount of unstable condensate in the separated gas in order to calculate the condensate gas factor (cm3/m3). Laboratory studies were carried out to determine the potential content of condensate in the composition of reservoir gas, the physico-chemical properties of hydrocarbons and the effect of non-hydrocarbon components on reservoir losses of condensate in the deposit [5, 6]. Field gas condensate studies were carried out by specialists from OOO Gazprom VNIIGAZ and VostSibNIIGGiMS [7]. The composition of the reservoir gas condensate system was determined based on the content and volumes of separation gas and unstable condensate sampled in the
Inyakina E.I., Krasnov I.I.
Introduction.
НАУкИ о зЕмлЕ
Исследование влияние азота на пластовые потери конденсата
Добролюбова Р.К., Инякина Е.И., Краснов И.И.
same separation mode, in which the condensate yield (CGR) was determined [8]. The calculation of the formation gas composition and determination of the potential condensate content in the formation gas were carried out in accordance with the "Methodological guide on the procedure for the development, maintenance and execution of materials to justify the potential condensate content in the formation gas and the recovery factor from the subsoil" [7]. Prediction of reservoir losses of condensate from the participation of non-hydrocarbon components in thermodynam-ic processes is necessary to obtain initial parameters when calculating hydrocarbons, as well as designing field development" [9].
Results and
Discussion. The deposits of the Botuobinsky, Khamakinsky and Talakhsky horizons
take part in the development of the Chayandinskoye field; they mutually and partially overlap each other in the northeastern part of the zone. According to the type of fluid, the deposits of the Botuobinsky horizon are gas condensate and gas condensate with oil rims. Within the license area, the deposit has been explored by 74 wells. According to the results of interpretation of geophysical well surveys, the values of effective gas-saturated thicknesses lie in the range from 0,6 m to 21,3 m. The initial formation gas composition contains (% mol): methane - 85,82-83,14; ethane - 4,454,77; propane - 1,11-2,67; butane fraction - 0,16-0,73; pentanes - 0,251,22; nitrogen - 5,62-8,11; carbon dioxide - 0,01-1,69; helium - 0,30-0,48; hydrogen - 0.00-0.08. The potential content of condensate in the formation gas is up to 35 g/m3. The density of a stable condensate under standard conditions is 0,683 g/cm3, with a molecular weight of 83 g/mol. The content of aromatic hydrocarbons is assumed to be 6,46%, naphthenic - 14,93%, methane - 78,61%. In total, nine gas deposits have been identified in the Talakh horizon. They are characterized by the average formation gas composition (% mol): methane 76,74-84,98; ethane - 3,93-5,92; propane -1,1-1,8; butane fraction - 0,1 -0,5; pentanes - 0,27-0,59. In the composition of the gas, non-hydrocarbon components are as follows (% mol): nitrogen
- 6,58-16,34; carbon dioxide - up to 0,47; helium - up to 1,15 and hydrogen
- up to 0,52. The potential content of the condensate is up to 32 g/m3. The content of aromatic hydrocarbons is assumed to be 6,46%, naphthenic -14,93%, methane - 78,61%. The condensates of the productive horizons of the Chayandinskoye field are of the methane type.
Conclusion. Thus, the conducted PVT experiments to identify the effect of nitrogen
and other non-hydrocarbon components in natural gas showed that the design condensate recovery factor is not significantly overestimated. The results of the experiments established the negative effect of nitrogen and carbon dioxide on reservoir losses of hydrocarbons in the deposit due to the different degree of solubility of condensate in gases (carbon dioxide improves, and nitrogen worsens their solubility). Studies of samples of separation gas and saturated condensate confirmed the data that methane-type condensates have the best solubility, other things being equal. The degree of influence of nitrogen on reservoir losses of condensate in the deposit was determined for the conditions of development of the Chayandinskoye oil and gas condensate field.
Key words: PVT-installation, experimental research, natural gas, nitrogen effect,
maximum condensation pressures, condensate recovery factor, reservoir losses, Chayandinskoye field.
Введение
В настоящее время при подсчете запасов и проектировании разработки нефтегазоконденсатных месторождений является достижение экономически рентабельного коэффициента извлечения конденсата. Для оценки влияния не углеводородных компонентов (азота, гелия, углекислого газа)на величину конденсато-отдачи и потерь конденсата в залежи были выполнены экспериментальные PVT-исследования пластовых смесей, отобранных на скважинах Чаяндинского месторождения. Лабораторные PVT-опы-ты позволили определить влияние азота на величину потерь конденсата в залежи при различной температуре и его содержании в метановом газе.
Оценка влияния азота (№2) на растворимость конденсата в природном газе показала, что он повышает давление начала конденсации и увеличивает его потери в пласте. Проведенный анализ выполненных исследований подтвердил, что азот в различной степени ухудшает растворимость конденсата в газах и то, что данный конденсат исследуемого Чаяндинского месторождения обладает хорошей . Также изменение термобарических условий увеличивает количество жидкой фазы в залежи за счет выпадения конденсата и азота, что приводит к снижению коэффициента извлечения конденсата (КИК) [1, 2].
материалы и методы исследований
В работах [2-9] рассмотрены лабораторные исследования и аналитические расчеты флюидодинамических свойств газоконденсатных смесей при наличии в системе азота, а также других неуглеводородных компонентов, влияющих на потери углеводородов в залежи. В настоящее время влияния азота на термодинамические свойства газоконденсатных систем недостаточно изучено и в связи с этим необходимо уделять большее внимание исследованию влияния неуглеводородных компонентов на долю конечного коэффициента извлечения конденсата. Для этого был выполнен комплекс промыслово-лабораторных исследований многокомпонентных систем продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения [2,3]. Он включал промысловые исследования, проводимые для
определения дебита газа сепарации, количества нестабильного конденсата в отсепарированном газе с целью расчета конденсатогазо-вого фактора (см3/м3). Лабораторные исследования проводились для определения конденсатогазового фактора (КГФ), физико-химических свойств углеводородов и влияния не углеводородных компонентов на пластовые потери конденсата в залежи [5,6]. Промысловые газоконденсатные исследования проводились специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ВостСибНИИГГиМС [7].
Состав пластовой газоконденсатной системы определялся исходя из содержания и объемов газа сепарации и нестабильного конденсата, отобранных в том же режиме сепарации, при котором определялся выход конденсата (КГФ) [8]. Расчет состава пластового газа и определение конденсатогазового фактора выполнялись в соответствии с «Методическим руководством.....», разработанным институтом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [7]. Прогноз пластовых потерь конденсата от участия неуглеводородных компонентов в термодинамических процессах необходим для получения исходных параметров при подсчете углеводородов, а так же проектирования разработки месторождений» [9].
Результаты исследований и их обсуждение
С целью оценки результатов влияния не углеводородных компонентов на конденсатоотдачу и получения исходных данных, необходимых при подсчете запасов углеводородов и проектировании разработки были выполнены промыслово-лаборатор-ные исследования пластовых газоконденсатных систем продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения. В составе изучаемой газоконденсатной системы на ряду с углеводородными компонентами содержался азот, углекислый газ, гелий. Экспериментальные РУТ- исследования выполнялись на рекомбинированных пробах насыщенного конденсата и газа сепарации, отобранных на месторождении при исследовании скважин. В соответствии с нефтега-зогеологическим районированием Чаяндинское месторождение относится к Ботуобинскому нефтегазоносному району. Оно входит в состав крупной Чаяндинско-Алинской структурно-литологической зоны. Если рассматривать площадное распространение залежей в
этой зоне, то прослеживается единое поле продуктивности по различным горизонтам разреза. Залежи ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов взаимно и частично перекрывают друг друга в северо-восточной части зоны.
Продуктивные отложения ботуобинского горизонта по типу флюида залежи горизонта являются газоконденсатными и газокон-денсатными с нефтяными оторочками. В пределах лицензионного участка, залежь ботуобинского горизонта изучена 74 скважинами. По результатам интерпретации ГИС общая мощность пласта с учетом новых скважин достигает толщины 12,1 м. Начальный состав пластового газаботуобинского горизонта содержит (%моль): метана - 85,82-83,14; этана - 4,45-4,77; пропана - 1,11-2,67; бута-новой фракции - 0,16-0,73; пентанов - 0,25-1,22; азота - 5,62-8,11; двуокиси углерода - 0,01-1,69; гелия - 0,30-0,48; водорода - 0,000,08.
Состав и свойства конденсата изучены по результатам исследования 14 скважин, в том числе при газоконденсатных исследованиях восьми объектов. Средняя плотность конденсата в стандартных условиях составляет 680 кг/м3 при молекулярной массе 88 г/ моль. Конденсаты относятся к метановому типу (76,60 % об.). При фракционной разгонке до 200 °С выкипает 97%. В конденсате присутствует сера (0,033 %), смолы селикагелевые (0,08 %), асфальтены (0,014 %) и парафин (следы).
Отложения хамакинского горизонта представлены неравномерным чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах контура нефтегазоносности пробурено 73 скважины. Начальный состав пластового газа хамакинского горизонта содержит (% моль): метана - 76,74-84,98; этана - 3,93-5,92; пропана -1,1-1,8; бутановой фракции - 0,1-0,5; пентанов до 0,59; азота - 6,5816,34; двуокиси углерода - 0,00-0,47; гелия - 0,28-1,15; водорода -0,02-0,52.
Конденсаты характеризуются невысокой плотностью, вязкостью. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях составляет 0,683 г/см3, при молекулярной массе 83 г/моль. Общее массовое содержание серы установлено на уровне 0,035%, смол -0,03%. Содержание ароматических углеводородов принято равным
6,46%, нафтеновых - 14,93%, метановых - 78,61% (конденсаты относятся к метановому типу). Температура застывания конденсата составляет «минус» 60 °С. Начальная пластовая температура для всех залежей хамакинского горизонта составляет 10 °С, начальное пластовое давление составляет 13,67 МПа.
Талахский горизонт характеризуется средним коэффициентом песчанистости 0,47 доли ед. при разбросе параметра от 0,12 до 0,81 д.ед. Пластовый газ талахского горизонта содержит (% моль): метан 76,74-84,98; этан - 3,93-5,92; пропана - 1,1-1,8; бутановой фракции - 0,1-0,5; пентанов - 0,27-0,59. В составе не углеводородных компонентов следующие (% моль): азот-6,58-16,34; двуокиси углерода - до 0,47; гелий - до 1,15 и водород - 0,02-0,52.
Конденсаты характеризуются невысокой плотностью, вязкостью. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях составляет 0,683-0,698 г/см3, при молекулярной массе 83-85 г/моль. Общее массовое содержание серы установлено на уровне 0,035%, смол - 0,03%. Содержание ароматических углеводородов принято равным 6,46%, нафтеновых - 14,93%, метановых - 78,61% (конденсаты относятся к метановому типу). Температура застывания конденсата составляет «минус» 60 °С. Начальная пластовая температура всех залежей талахского горизонта составляет 11 °С, начальное пластовое давление составляет от 13,92 МПа и более [6,7].
Для проектирования по Чаяндинскому месторождению в целом приняты запасы газа в объеме С1 + С2. Степень геологической изученности составляет 73 % (по доле запасов категории С1 (В1). При этом, наиболее разведанными являются газоконденсатные залежи ботуобинского горизонта 93 %, степень разведанности газо-конденсатных залежей хамакинского и талахского горизонтов составляет, соответственно, 66 % и 62 %. Запасы газа, конденсата и нефти по ботуобинскому горизонту уточнились по результатам бурения восьми скважин, проведения сейсморазведочных работ. Запасы газа, нефти и конденсата по хамакинскому и талахскому горизонтам уточнились по результатам бурения 13 и скважин, соответственно. Содержание гелия в свободном газе и газе газовых шапок и в растворенном газе составляет (% об.) 1,15-0,053 соответственно, содержание азота составляет от 7,22 до 16,34.
На месторождении для газоконденсатных частей (залежей) ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов предусматривается разбуривание и введение в эксплуатацию всех продуктивных горизонтов, единое группирование эксплуатационных скважин в кусты. При обосновании проектного фонда скважин учтена возможность одновременно-раздельной добычи (ОРД) из продуктивных горизонтов в зонах совпадения их контуров газоносности. Вариантом предусматривается применение локального ППД путём обратной закачки не углеводородных компонентов (обогащенного гелием газа пермеата) в продуктивные горизонты в районе расположения УКПГ-3. В группу скважин для закачки пермеата вошли разведочные скважины №№ 321-47, 321-48 (после их расконсервации) и новые эксплуатационные скважины №№ 2008, 2187 (куст 40) и №№ 2021, 2022, 2023 (куст 51).
Для определения доли влияния азота на величину пластовых потерь конденсата проведены исследования на пробах газоконден-сатной смеси хамакинского и ботуобинского горизонтов Чаяндинс-кого месторождения с различным содержанием конденсата в пластовом газе. Исследования выполнялись при пластовых температурах и различных концентрация азота в газоконденсатной системе. В опытах использовался конденсат и сепарационный газ, отобранный при исследовании скважин Чаяндинского месторождения. Зависимость пластовых потерь конденсата от температуры, полученная в результате термодинамических исследований рекомбинированных проб газа сепарации и конденсата представлены на рисунке 1.
Следует отметить, что для более детального изучения влияния азота и СО2 на фазовые процессы была проведена серия экспериментов. В экспериментах использовался конденсат, отобранный из ботуобинского горизонта с плотностью от 0,670 г/см3 до 0,690 г/ см3 и молекулярной массой 85 г/моль. Результаты исследования газо-конденсатной системы приведены на рисунке 2.
На рисунках 2-5 показаны изотермы конденсации углеводородов пластовой смеси Чаяндинского месторождения при различном содержании азота в газоконденсатной системе. Из выше представленных диаграмм видно, что степень влияния азота снижает давление начала конденсации. Результаты исследования газоконденсат-
4 6
Давление, МПа
278 K 283 K 288 K 293 K
12
Зависимость пластовых потерь конденсата от температуры Чаяндинское месторождение, «газожидкостная система + азот».
Fig . 1. Dependence of formation condensate losses on temperature . Chayandinskoye field, «gas-liquid system + azot» .
Давление, МПа
Рис. 2. Изотермы конденсации углеводородов пластовой систе-
мы Чаяндинского месторождения.
Fig . 2 . Hydrocarbon condensation isotherms of the formation system of the Chayandinskoye field .
Разность Рнк без содердания азота и Рнк при наличии азота, МПа
12,0
8,0
6,0
4,0
0,0
00,0
5 10 15
Содержание азота в смеси, мольные доли, %
293 K 313 K 331 K 353 K 373 К 393 К
Диаграмма зависимости давления конденсации при различных температурах смеси ботуобинского горизонта.
Fig . 3 . Diagram of dependence of condensation pressure at different temperatures of the mixture of the Botuobinsky horizon .
ной системы ботуобинского горизонта в присутствии азота в системе и без его содержания приведены на рисунке 3.
Результаты исследования газоконденсатной системы в присутствии азота до 15 г/м3 и без его содержания в смеси хамакинского горизонта приведены на рисунке 4.
Из графической зависимости видно, что для газоконденсатной системы хамакинского горизонта при давлении максимальной конденсации азот оказывает влияние на интенсивность выпадения на-сыщеннонго конденсата особенно в области высоких температур.
На рисунке 5 представлена диаграмма зависимости давления конденсации без содержания углекислого газа при наличии СО2 в пластовой смеси.
На основе полученной информации о составе и свойствах пластовой системы и сепараторных пробах газа и конденсата, отобранных при исследовании скважин ботуобинского горизонта была создана рекомбинированная газоконденсатная смесь. По результатам опыта установлено, что давление начала конденсации составляет 13,19 МПа и соответствует пластовому давлению.
В результате сравнения проведенных экспериментов установлено, что наличие в смеси азота и углекислого газа, влияет на начало конденсации углеводородов.
Выводы
Таким образом, проведенные термодинамические исследования с целью выявления влияния азота и других не углеводородных компонентов, находящихся в составе природного газа показали, что проектный коэффициент извлечения конденсата незначительно завышен. Результаты PVT-опытов установили различное влияние азота и углекислого газа на пластовые потери углеводородов в залежи из-за неодинаковой степени растворимости конденсата в газах (углекислый газ улучшает, а азот ухудшает их растворимость). Изучение представительных проб газа сепарации и насыщенного конденсата подтвердили данные о том, что лучшей растворимостью при прочих равных условиях обладают конденсаты метанового типа. Опыты показали, что наличие в газоконденсатной смеси углекислого газа не способствует изменению формы диаграмм
Разность Рнк без содердания азота и Рнк при наличии азота, МПа
5 10 15
Содержание азота в смеси, мольные доли, %
20
293 K 313 K 331 K 353 K 373 К 393 К
Рис. 4. Диаграмма зависимости давления конденсации при раз-
личных температурах смеси хамакинского горизонта
Fig . 4 . Diagram of dependence of condensation pressure at different temperatures of the mixture of the Khamakin horizon
Разность Рнк без содердания углекислого газа и Рнк при наличии СО2, МПа
12,0
8,0
6,0
4,0
2,0
00,0
293 K 313 K 331 K 353 K 373 К 393 К
♦
Диаграмма зависимости давления конденсации без содержания углекислого газа при наличии СО2 в пластовой смеси.
Fig . 5 . Diagram of dependence of condensation pressure without carbon dioxide content in the presence of CO2 in the reservoir mixture .
Содержание жидкой фазы в смеси, %
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
00,0
20 40 60 80
Содержание конденсата в пластовом газе, г/м3
293 K
- 313 K
- 331 K
353 K 373 К
100
Зависимость влияния количества конденсата в пластовом газе и температуры на выпадение жидкой фазы.
Fig . 6 . Dependence of the influence of the amount of condensate in the formation gas and liquid phase precipitation temperature .
0
фазового поведения, хотя влияет на процесс снижения давления начала конденсации, а степень его снижения зависит от содержания СО2 в пластовой системе. По результатам опытов методом контактной и дифференциальной конденсации установлено, что температура повышает растворимость конденсатосодержащих углеводородов в пластовом газе, изменяя конденсатоотдачу. Сравнение результатов экспериментальных исследований позволило определить степень влияния азота и углекислого газа на изменение свойств пластовой газоконденсатной системы в условиях разработки Чаяндинс-кого нефтегазоконденсатного месторождения.
Библиографический список
1. Антонова Т. Ф . Флюидоносные комплексы в Лено-Тунгус-ской нефтегазоносной провинции / Т. Ф . Антонова, Л . И . Ки-лина, Н . В . Мельников // Труды СНИИГГиМСа, 1977 . Вып . 254 . С . 75-79 .
2 . Краснова Е . И . Результаты исследования фазового пове-
дения углеводородов при наличии пластовой воды в газоконденсатной системе / Е . И . Краснова, С . И . Грачев // Академический журнал Западной Сибири, 2012 . № 4 . С . 10 .
3 . Конторович В .А. Критерии классификации платформен-
ных структур / В . А . Конторович, С . Ю . Беляев, А . Э . Конторович // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений . 2004 . № 1. С . 47-58 .
4 . Гуревич Г. Р. Влияние неуглеводородных компонентов на
величину давления начала конденсации / Г. Р. Гуревич, И .А. Леонтьев, Л .Я . Непомнящий // Газовая промышленность . 1982 . № 9 . С . 23-24 .
5 . Леонтьев И .А. Влияние различных компонентов на дав-
ление начала конденсации пластовых смесей / И А Леонтьев, Л . Я . Непомнящий // в кн . : Теория и практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами . М ., 1987 . С . 109-113 .
6 . Краснова Е . И . Оценка увеличения продуктивности газо-
конденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений / Е . И . Краснова, Т.Д . Островская // Академ . журнал Западной Сибири . 2013 . Т. 9 . № 6 (49) . С . 31.
7 Островская Т Д Исследования газоконденсатных смесей, содержащих N2, H2S, СО2 / Т.Д . Островская, И . А . Гриценко // Газовая промышленность, 1983 . № 8 . С . 31-32 .
8 . Островская Т.Д . Метод внесения поправок по влиянию уг-
лекислого газа на фазовые превращения пластовых систем / Т.Д . Островская, А . И . Гриценко, В . И . Желтовский // Газовая промышленность . 1988. № 1. С . 44-45.
9 . Брусиловский А . И . Фазовые превращения при разработке
месторождений нефти и газа / А . И . Брусиловский . М . : Грааль, 2002.575 с . 10 . Гриценко А. И . Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А . И . Гриценко, И . А . Гриценко, В . В . Юшкин и др . М .: Недра, 1995. 432 с . 11. Брусиловский А . И . Методы расчета дифференциальной конденсации многокомпонентных систем / А . И . Брусиловский // Тр . МИНХ и ГП им . И . М . Губкина . 1985 . Вып . 182 . С.67-77 .
12 . Гриценко И . Ю . PVT-исследования Уренгойского место-
рождения ачимовская свита / И . Ю . Гриценко, Т.Д . Островская, В . В . Юшкин // Изучение углеводородных систем сложного состава . М . : ВНИИГАЗ, 2000 . С . 12-15 .
13 . Zeinalabideen M .J ., Katanova R. K ., Krasnov I . I ., Inyakina E . I .
Study of the effect of formation water during reserves estimation and designing hydrocarbon recovery of oil and gas condensate fields // Periodicals of Engineering and Natural Sciences 2020 Т 8 № 4 С 2029-2034
14 . Inyakina E . I ., Alsheikhly M . D . Z ., Katanova R. K. Justification
of condensate recovery during development of productive layers in Termokarstovoye field // Всборнике: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Сер . "International Science and Technology Conference "Earth Science" - Chapter 3" . 2021.С . 1-6.
15 . Катанова Р. К. Исследование PVT-свойств газоконден-
сатных залежей, контактирующих с остаточной нефтью / Р. К. Катанова, И . И . Краснов // В сб .: Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса . Материалы XI Международной конференции посвященной 40-летию филиала ТИУ в г. Нижневартовске . Тюмень, 2021. С . 109-112 .
16 . Инякина Е . И ., Катанова Р. К. , Инякин В . В ., Альшейхли
М Д З Изучение влияния остаточной нефти на пластовые потери конденсата на Среднеботуобинском нефтегазо-конденсатном месторождении // Наука . Инновации . Технологии 2021 № 1 С 39-52
References
1. Antonova T F. Fluid-bearing complexes in the Leno-Tunguska oil and gas province / T. F. Antonova, L . I . Kilina, N . V. Melnikov // Proceedings of SNIIGGiMS, 1977 . Issue . 254 . P. 75-79 .
2 . Krasnova E . I. The results of the study of the phase behavior
of hydrocarbons in the presence of formation water in the gas condensate system . / E . I . Krasnova, S . I . Grachev // Academic Journal of Western Siberia, 2012 . No . 4 . P. 10 .
3 . Kontorovich V.A. Criteria for the classification of platform
structures . / V.A . Kontorovich, S . Yu . Belyaev, A . E . Kontorovich // Geology, geophysics and development of oil fields, 2004 . No . 1. P. 47-58 .
4 . Gurevich G . R . Influence of non-hydrocarbon components on
the pressure value of the onset of condensation / G . R . Gurevich, I .A . Leontiev, L . Ya . Nepomniachtchi // Gas industry, 1982 . No 9 P 23-24
5 . Leontiev I .A . Influence of various components on the pres-
sure of the beginning of condensation of reservoir mixtures / I . A . Leontiev, L . Ya . Nepomniachtchi // in the book: Theory and practice of development of gas and gas condensate fields with low-permeability reservoirs . M ., 1987 . P. 109-113 .
6 . Krasnova E . I . Evaluation of the increase in the productivity of
gas condensate wells at a late stage of field development / E . I . Krasnova, T. D . Ostrovskaya // Akadem . Journal of Western Siberia, 2013 . Vol . 9 . No . 6 (49) . P. 31.
7 Ostrovskaya T D Studies of gas condensate mixtures containing N2, H2S, CO2 / T. D . Ostrovskaya, I . A . Gritsenko // Gas industry, 1983 . No . 8 . P. 31-32 .
8 Ostrovskaya T D The method of making corrections for the effect of carbon dioxide on the phase transformations of reservoir systems / T. D . Ostrovskaya, A. I . Gritsenko, V. I . Zhel-tovsky // Gas industry . 1988. No . 1. P. 44-45 .
9 . Brusilovsky A . I . Phase transformations in the development of
oil and gas fields / A . I . Brusilovsky. M . : Grail, 2002 . 575 p . 10 . Gritsenko A . I . Nauchnye osnovy prognoza fazovogo behadve stratovykh gazokondensatsionnykh sistem [Scientific bases for predicting the phase behavior of reservoir gas condensate systems] . Gritsenko, I . A . Gritsenko, V. V. Yushkin and others . M .: Nedra, 1995. 432 p . 11. Brusilovsky A . I. Methods for calculating differential condensation of multicomponent systems / A . I . Brusilovsky // Tr. MINKH and GP named after I . M . Gubkin . 1985 . Issue . 182 . P. 67-77 .
12 . Gritsenko I .Yu . PVT - studies of the Urengoy deposit Achi-
mov suite / I . Yu . Gritsenko, T. D . Ostrovskaya, V.V. Yushkin // Study of complex hydrocarbon systems . M .: VNIIGAZ, 2000. P. 12-15 .
13 . Zeinalabideen M .J ., Katanova R. K ., Krasnov I . I ., Inyakina E . I .
Study of the effect of water formation during reserves estimation and designing hydrocarbon recovery of oil and gas condensate fields . // Periodicals of Engineering and Natural Sciences, 2020 . Vol . 8 . No . 4 . P. 2029-2034.
14 . Inyakina E . I ., Alsheikhly M . D . Z ., Katanova R . K . Justification of
condensate recovery during development of productive layers in Termokarstovoye field . // Collection: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Ser. "International Science and Technology Conference "Earth Science" - Chapter 3" . 2021. P. 1-6 .
15 . Katanova R . K . Study of PVT-properties of gas condensate
deposits in contact with residual oil / R K Katanova, I I Kras-nov // In: Experience, current problems and prospects for the development of the oil and gas complex . Materials of the XI International Conference dedicated to the 40th anniversary of the TIU branch in Nizhnevartovsk . Tyumen, 2021. P. 109-112 .
16 . Katanova R . K. , Krasnov I . I ., Inyakina E . I ., Alsheikhly M . D .Z .
Estimation of the influence of oil flows on the formation losses of condensate during the development of multi-layer deposits . In the collection: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science . Ser. "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022 - Chapter 1. " 2022 . P. 1-9 .
Поступило в редакцию 04.06.2022, принята к публикации 25.07.2022.
об авторах
Добролюбова Розалия Кирилловна, старший преподаватель базовой кафедры «Нефтегазовое дело», МПТИ (ф) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет им . М . К . Ам-мосова», тел . 89141123507 . E-mail: rose941101@mail . ru
Инякина Екатерина Ивановна, к.т. н ., доцент кафедры РЭНГ, Тюменский индустриальный университет, тел 89220428466 E-mail: injakinaei@tyuiu . ru
Краснов Иван Игнатьевич, к.т. н ., доцент базовой кафедры «Нефтегазовое дело», МПТИ (ф) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет им . М . К. Аммосова", тел . 89044905191. E-mail: iikrasnov17@gmail . com
About the authors
Dobrolyubova Rozalia Kirillovna, Senior Lecturer of the Basic Department of Oil and Gas, Mirny Polytechnic Institute (branch) of NorthEastern Federal University, named after M . K . Ammosov, tel . 89141123507. E-mail: rose941101@mail . ru
Inyakina Ekaterina Ivanovna, Candidate of Technical Sciences, Associate Professor of the RENG Department, Tyumen Industrial University, tel . 89220428466 . E-mail: injakinaei@tyuiu . ru
Krasnov Ivan Ignatievich, Candidate of Technical Sciences, Associate Professor of the Basic Department of "Oil and Gas Business", MPTI (f) FGAOU VO "North-Eastern Federal University named after M . K . Ammosov", tel . 89044905191. E-mail: ii-krasnov17@gmail . com
