Исследование влияние азота на пластовые потери конденсата при разработке Чаяндинского месторождения

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.

1. Антонова Т.Ф. Флюидоносные комплексы в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / Т.Ф. Антонова, Л.И. Килина, Н.В. Мельников // Труды СНИИГГиМСа, 1977. Вып. 254. С. 75–79.

2. Краснова Е.И. Результаты исследования фазового поведения 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 платформенных 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 давление 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 газоконденсатных 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 углекислого 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 месторождения 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 газоконденсатных 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 нефтегазоконденсатном месторождении // Наука. Инновации. Технологии. 2021. № 1. С. 39–52.