Введение. В настоящее время при подсчете запасов и проектировании разработки 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 (N2) 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, ва 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 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 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 площади 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 – 0,28-1,15; 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 талахском горизонте выделено девять газовых залежей. Они характеризуются средним составом пластового газа (% 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 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 (N2) 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 PVT-эксперименты с целью выявления 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.