CC BY
31
ТЕХНИН|[СКИ1Е нАУКИ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», № 2,2013
УДК622.279
Н. Н. Петренко [N.N. Petrenko], М. А. Бондаренко [M.A. Bondarenko], В. И. Петренко [V.I. Petrenko]
оценка масштабов ретроградной конденсации в гигантском газоконденсатном
месторождении
Estimation of the scales of retrograde condensation in a giant gas-condensate deposit
Проведена оценка масштабов ретроградной конденсации при газовом режиме разработки для одного из практически выработанных гигантских газоконденсатных месторождений мира.
Ключевые слова: ретроградная конденсация, газоконденсатное месторождение, масштабы конденсации.
The estimation of scales of retrograde condensations is made at a gas regime of working out for one of almost produced giant gas-condensate deposits of the world.
Key words: retrograde condensation, gas-condensate deposit, scales of condensation.
Ретроградной конденсации высококипящих углеводородов (УВ) посвящено большое число научных публикаций известных учёных как из России, так и из зарубежных стран [16]. Однако работ с количественными оценками по изучаемому процессу для конкретных месторождений не так много.
Нами предпринята попытка оценить масштабы ретроградной конденсации при газовом режиме разработки для одного из практически выработанных гигантских газоконденсатных месторождений мира [7].
В табл. 1 представлен состав пластового газа, в табл. 2 — состав насыщенного конденсата до начала разработки месторождения.
Таблица 1. СОСТАВ ПЛАСТОВОГО ГАЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ GE
Компонент Содержание, об. % Компонент Содержание, об. %
СН4 78,79 С8Н18 0,42
С2Н6 7,31 С9Н20 0,35
С3Н8 2,86 С10Н22 0,26
^С4Н10 0,59 С11Н24 0,19
П-С4Н10 1,08 С12Н26 0,53
^С5Н12 0,36 Не 0,17
П-С5Н12 0,50 N2 5,31
С6Н14 0,62 С02 0,14
С7Н16 0,52 I 100,0
Таблица 2. СОСТАВ НАСЫЩЕННОГО КОНДЕНСАТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ GE
Компонент % Компонент %
мол мол
СН4 5,34 С10Н22 8,40
С2Н6 2,69 С11Н24 6,97
С3Н8 3,00 С12Н26 5,48
^С4Н10 1,26 С13Н28 4,50
П-С4Н10 3,47 С14Н30 3,29
^С5Н12 2,83 С15Н32 2,54
П-С5Н12 4,21 С16Н34 1,15
С6Н14 9,08 С17Н36 0,86
С7Н16 8,76 С18Н38 0,73
С8Н18 10,46 С19Н40 0,66
С9Н20 12,54 С20Н42+ 1,78
За основу оценки масштабов ретроградной конденсации высококи-пящих УВ приняты результаты изучения пластовой газоконденсатной системы на установке РУТ (табл. 3).
Таблица 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ
СИСТЕМЫ В УСТАНОВКЕ PVT
Пластовое давление, МПа Содержание С6„ г/м3 Пластовое давление, МПа Содержание С5+, г/м3
30,52 185,2 15,7 115,1
29,43 182,2 13,73 106,8
27,47 176,4 11,77 100,1
25,51 169,5 9,81 95,6
23,54 159,2 7,85 93,6
21,58 147,6 5,89 95,9
19,62 136,1 3,92 106,8
17,66 124,9 - -
По полученным данным был построен график динамики содержания С в зависимости от пластового давления в залежи:
Аппроксимируя кривую, получили следующий полином:
-0,014 х х3 + 0,8474 х х2 - 11,298 х х + 137,64
Для рассматриваемого месторождения была определена динамика пластового давления в случае его разработки при газовом режиме. Используя полином, определили текущее содержание высококипящих УВ за весь период разработки.
Объём ретроградной конденсации С5+В в залежи за очередной период разработки определяли из выражения
Q = [(V + V )/2] х Дq (1)
ь \ т нач т кон7 -1 А 47
Результаты выполненных расчётов приведены в табл. 4.
Как видно из приведенных данных, к концу 43-го года разработки в пласте выпало 153, 347 млн т конденсата, что при средней плотности 750 кг/м3 составило 204, 854 млн м3.
Представляется интересным оценить, какую часть изначально газонасыщенного порового объёма занимает ретроградный конденсат к концу рассматриваемого срока разработки. Начальный газонасыщенный поро-вый объём легко находится через коэффициент пластового объёма газа, который при начальных термобарических параметрах залежи составлял 238 нм3/м3, т. е. в одном м3 сжатого газа содержалось 238 м3 газа при стандартных условиях. Начальный газонасыщенный поровый объём месторождения находим из выражения
V = V, / В .
газ 0 g
где V™ Vo Bg
газонасыщенный поровый объём; начальные запасы пластового газа; коэффициент пластового объёма газа:
Vг£в = 2,4 х 1012 м3/238 нм3/м3 = 10,08 х 109 м3.
Таблица 4. МАСШТАБЫ ВЫПАДЕНИЯ ВЫСОКОКИПЯЩИХ УВ В ПЛАСТЕ
ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ GE
Годы разработки Текущие запасы газа, усл. ед. (V,) Среднее пластовое давление, МПа Содержание См, г/м3 № Дq, г/м3 Выпадение конденсата в пласте, тыс. т
за год итого
1 2358,27 30,51 184,14 - - -
2 2358,18 30,51 184,14 - - -
3 2357,98 30,51 184,14 - - -
4 2357,20 30,5 184,13 0,01 23,6 23,6
5 2356,27 30,49 184,11 0,02 47,1 70,7
6 2355,08 30,48 184,10 0,01 23,6 94,3
7 2353,76 30,43 184,03 0,07 164,8 259,1
8 2351,55 30,39 183,98 0,05 117,6 376,7
9 2349,25 30,35 183,92 0,06 141,0 517,7
10 2346,61 30,29 183,83 0,09 211,3 729
11 2343,95 30,24 183,76 0,07 164,2 893,2
12 2340,81 30,18 183,66 0,10 234,2 1127,4
13 2337,79 30,12 183,56 0,10 233,9 1361,3
14 2334,59 30,06 183,46 0,10 233,6 1594,9
15 2330,71 29,99 183,34 0,12 279,9 1874,8
16 2324,59 29,87 183,13 0,21 488,8 2363,6
17 2318,11 29,82 183,03 0,10 232,1 2595,7
18 2309,63 29,77 182,94 0,09 208,2 2803,9
19 2298,46 29,76 182,92 0,02 46,1 2850
20 2289,45 29,61 182,62 0,30 688,2 3538,2
21 2274,11 29,35 182,05 0,57 1300,6 4838,8
Годы разработки Текущие запасы газа, усл. ед. (V,) Среднее пластовое давление, МПа Содержание С6.В, г/м3 № Дq, г/м3 Выпадение конденсата в пласте, тыс. т
за год итого
22 2251,00 28,93 181,04 1,01 2285,2 7124
23 2234,52 28,32 179,33 1,71 3835,1 10959,1
24 2212,81 27,52 176,71 2,62 5826,0 16785,1
25 2185,51 26,58 173,12 3,59 7895,0 24680,1
26 2133,9 25,53 168,56 4,56 9848,3 34528,4
27 2071,89 24,36 162,90 5,66 11902,4 46430,8
28 2000,50 23,39 157,83 5,07 10323,5 56754,3
29 1918,50 22,42 152,52 5,31 10404,9 67159,2
30 1847,65 21,44 146,96 5,56 10469,9 77629,1
31 1774,52 20,46 141,31 5,65 10232,6 87861,7
32 1699,87 19,5 135,74 5,57 9676,2 97537,9
33 1623,13 18,54 130,23 5,51 9154,9 106692,8
34 1546,00 17,58 124,85 5,38 8525,0 115217,8
35 1468,74 16,6 119,56 5,29 7974,0 123191,8
36 1390,41 15,62 114,56 5,00 7147,9 130339,7
37 1297,14 14,64 109,93 4,63 6221,7 136561,4
38 1204,96 13,66 105,75 4,18 5229,4 141790,8
39 1111,7 12,74 102,29 3,46 4007,8 145798,6
40 1030,39 11,79 99,28 3,01 3223,8 149022,4
41 947,27 10,82 96,87 2,41 2383,1 151405,5
42 862,20 10,02 95,43 1,44 1302,8 152708,3
43 775,08 9,36 94,65 0,78 638,5 153346,8
Таким образом, на конечной стадии разработки даже не насыщенный газом ретроградный конденсат занимает 2,031 % газонасыщенного поро-вого пространства.
Результаты экспериментальных опытов в установках РУТ [8, 9], а также исследований скважин на Ленинградском ГКМ [10] и на месторождении Хасси Р'Мель в Алжире [7] показали, что при ретроградной конденсации УВ происходит захват молекул парообразной влаги и формирование обратной эмульсии [11], что ещё больше увеличивает объём водно-углеводородной жидкости. Были выполнены специальные замеры по захвату парообразной влаги конденсирующимися углеводородами в скважинах.
ЛИТЕРАТУРА 1. Стрижов И. Н. Добыча газа. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1946. 376 с.
2. Катц Д. Л. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа / Д. Л. Катц, Д. Корнелл, Р. Кобаяши и др. М.:Недра, 1965. 676 с.
3. Степанова Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. М.: Недра, 1983. 192 с.
4. Гриценко А. И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А. И. Гриценко, И. А. Гриценко, В. В. Юшкин, Т. Д. Островская. М.: Недра, 1995. 432 с.
5. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. М.: Струна, 1998. 628 с.
6. Мирзаджанзаде А. Х. Основы технологии добычи газа / А. Х. Мир-заджанзаде, О. Л. Кузнецов, К. С. Басниев, З. С. Алиев. М.: Недра, 2003. 880 с.
7. Ghalem T. Geodynamiqus des fluides dans le cadre du gisement de Hassi R'Mel / T. Ghalem, M. Terkmani, V. Petrenko, V. Potukaev // 4-eme Seminaire National des Science de la Terre, Alger, 5-7 Juin 1982: Resumes. — Alger: Centre National de Recherches et d'Applications des Geosciences (C.R.A.G.), Institut des Sciences de la Terre (I.S.T.), 1982. P. 46.
8. Гриценко А. И. Исследование влияния воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей // Газовое дело. 1964. №4. С. 3-5.
9. Тер-Саркисов Р. М. Влияние воды на фазовые переходы пластовых газоконденсатных систем // Севергазпром: Союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции. Ухта: Севергазпром, 1999. С. 388-407.
10. Петренко В. И. Организация и методика проведения комплексного исследования газоконденсатных скважин (на примере Ленинградского месторождения Краснодарского края) // Газовые и газоконден-сатные месторождения, сер. «Добыча, транспорт и хранение газа». М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963. С. 23-65.
11. Петренко В. И. Геолого-геохимические процессы в газоконденсат-ных месторождениях и ПХГ / В. И. Петренко, В. В. Зиновьев, В. Я. Зленко, И. В. Зиновьев, С. Б. Остроухов, Н. В. Петренко. М.: Недра, 2003.511 с.
ОБ АВТОРАХ Петренко Василий Иванович, ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет», доктор геолого-минералогических наук, профессор, профессор кафедры «Нефтегазовое дело» Института нефти и газа.
PetrenkoVasiliy Ivanovich, North Caucasus Federal University, Institute of Oil and Gas, Professor of Oil and Gas BusinessDepartment, Doctor of geologicaland mineralogicalsciences. E-mail petrenko-stavropol@rambler.ru
