Особенности изменения свойств и компонентоотдачи в процессе разработки месторождения
Автор: Неутолимов Д.Ю., Сыздыков Б.С., Ваганов Е.В., Безносиков А.Ф.
Журнал: Академический журнал Западной Сибири @ajws
Рубрика: Природопользование
Статья в выпуске: 1 (62) т.12, 2016 года.
Бесплатный доступ
Короткий адрес: https://sciup.org/140221763
IDR: 140221763
Текст статьи Особенности изменения свойств и компонентоотдачи в процессе разработки месторождения
Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия
ГазпромВНИИГАЗ, г. Москва, Россия
ООО Севернефть-Уренгой, г. Новый Уренгой, Россия
С целью изучения физико-химических свойств и изменения компонентоотдачи в процессе разработки газоконденсатных залежей были отобраны пробы при проведении промысловых исследований. На представительных пробах газа сепарации и насыщенного конденсата выполнялись исследования РVТ-свойств, а также определялись физико-химические свойства стабильного конденсата, необходимые для составления проектных документов [1, 2, 3].
В лабораторных условиях определялись основные свойства конденсата: цвет, плотность, молекулярная масса, температура начала и конца кипения, свойства узких 10-ти градусных фракций, групповой углеводородный состав, содержание примесей (серы, парафинов) [4, 5, 6].
По пробам, отобранным при первичных промысловых газоконденсатных исследованиях на ВосточноУренгойском +Северо-Есетинском месторождении, плотность стабильного (дегазированного) конденсата за последние десять лет изменилась от 0,7619 (пласт БУ 18 1) до 0,8304 г/см3 (пласт БУ162). По пласту БУ171-2+БУ171-3 плотность стабильного конденсата изменилась от 0,7397 до 0,7952 г/см3[7, 8, 9, 10].
Хорошая корреляция свойств наблюдается при сопоставлении плотности и температуры начала кипения, плотности и молекулярной массы конденсата пластов БУ161-4, БУ171-2, БУ162 .Так, температура начала кипения конденсата, отобранного при первичных исследованиях изменяется от 540 (пласт БУ161-4) до 137 0С (пласт БУ162), по пласту БУ 16 1-4 – от 29,70 до 83 0С [11, 12, 13].
По данным разгонки (по Энглеру), в пробах присутствуют незначительные примеси нефти, что диа- гностируется низким процентом остатка, достигающим от 0,5 % до 11% массы в первичных исследованиях и от 1,44% до 7,8 % [14, 15, 16].
Молекулярная масса конденсата, отобранного при первичных исследованиях, варьирует от 109 (пласт
БУ162) до 193,0 (пласт БУ161-4); по пробам 2015 г. – от 107 (пласт БУ171-2) до 145 (пласт БУ161-4). Конденсаты, отобранные при первичных исследованиях, малосернистые (0,005-0,034%), мало- и парафиновые (до 9,7%), смолы силикагелевые варьируют в пределах от 7 до 693 мг/100 мл, либо отсутствуют.
Из общего числа выделяются две пробы, отобранные при первичных исследованиях. Показатель содержания смол по пробам составляет 4499 и 3141 мг/100 мл, при среднем содержании смол – 160 мг/100 мл. Конденсаты, отобранные в настоящее время, малосернистые (0,006-0,050%), малопарафиновые (до 1,5%, исключение составляет скв. № 4134, показатель парафина которой - 4,18%), смолы силикагелевые варьируют в пределах от 0,01 до 10 мг/100 мл, либо отсутствуют) [19, 20]. Динамика плотности и молекулярной массы стабильного конденсата с изображена на рис. 1.

Рис.1. Динамика плотности и молекулярной массы конденсата.
Начальные свойства конденсата отобранного из пласта БУ161-4 были изучены по 27 пробам. Цвет конденсата изменяется от светло-желтого до темно - коричневого, плотность – от 0,7619 до 0,8014 г/см3. Молекулярная масса конденсата варьирует от 109 до 153. Конденсат является малосернистым (не более 0,035% массы), малопарафинистым (не более 1,9% массы) [17, 18].
Таким образом, учитывая новые результаты исследования проб конденсата на содержание смол, следует поставить под сомнение достоверность первичных исследований с показателями содержания смол в пробе более 10 мг/100 мл. По групповому углеводородному составу конденсат, отобранный при первичных исследованиях, относится к смешанному метано-нафтеновому и нафтено-метановому типу, концентрация ароматических углеводородов изменяется от 8,5 % до 21,3% объема. Конденсат, отобранный в 2015 году, относится к смешанному типу – преимущественно нафтено-метановому, содержание ароматических углеводородов варьирует от 9,86% до 19,58% объема.
Список литературы Особенности изменения свойств и компонентоотдачи в процессе разработки месторождения
- Грачев С.И., Краснова Е.И. Термодинамические процессы при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. -ТюмГНГУ, Тюмень, 2015. -99 с.
- Инякин В.В., Грачев С.И., Леонтьев С.А. Анализ результатов газогидродинамических исследований газоконденсатных скважин//Труды международной конференции. «Нефть и газ Западной Сибири». -Тюмень, 2015. -Том 2. -С. 187-190.
- Инякин В.В., Грачев С.И. Оценка результатов испытания и газогидродинамических исследований нижнемелового продуктивного комплекса//Тр. международной конференции. «Нефть и газ Западной Сибири». Тюмень, 2015. -Том 2. -С. 222-226.
- Инякин В.В. Обзорно-аналитические исследования оборудования для изучения пластовых флюидов газоконденсатных залежей//Труды международной конференции. «Нефть и газ Западной Сибири». Тюмень, 2015. -Том 2. -С. 226-230.
- Кордик К.Е., Краснов И.И., Рожков И.В., Ковалев И.А. Совершенствование технологии определения газового фактора на установке «Асма-Т». Геология, география и глобальная энергия. 2006. -№ 4. -С. 120-122.
- Краснова Е.И., Грачев С.И. Прогнозирование конденсатоотдачи на установке РУТ-соотношений при разработке залежей Уренгойкого месторождения//Тр. XVI междунар. симп. «Проблемы геологии и освоения недр». -Томск, 2012. -С. 97-98.
- Краснова Е.И., Грачев С.И. Оценка пластовых потерь конденсата при неравномерном вводе объектов в разработку//Геология, география и глобальная энергия. -2012. -№ 4 (47). -С. 16-19.
- Краснова Е.И. Влияния перетоков нефти на конденсатоотдачу в условиях разработки газонефтеконденсатных месторождений//Геология, география и глобальная энергия. -2012. -№ 4 (47). -С. 068-071.
- Краснова Е.И., Зотова О.П., Сивков П.В. Применение селективных материалов для ограничения водопритоков на месторождениях Западной Сибири//Академический журнал Западной Сибири. -2013. -Том 9, № 4. -С. 17-18.
- Краснова Е.И. Саранча А.В. Прогноз пластовых потерь углеводородов в условиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений//Современные проблемы науки и образования. -2015. -№ 1-1. -С. 207.
- Краснова Е.И., Лапутина Е.С., Краснов И.И. Прогнозирование влияния пластовой воды на конденсатоотдачу. Материалы Международной научно-технической конференции«Нефть и газ Западной Сибири». -ТюмГНГУ. Тюмень, 2015. -С. 49-53.
- Краснов И.И., Михеева В.А., Матвеева М.В. Эспериментальные исследования фазового поведения многокомпонентных газоконденсатных систем. Нефть и газ. 2006. -№ 2.-С. 21-26.
- Краснов И.И. Совершенствование технологии ограничения прорыва верхнего газа в скважины, дренирующие нефтяной пласт. Нефть и газ. 2002.-№ 4.-С. 17-19.
- Краснов И.И. Экспериментальные исследования свойств кремний содержащей гелеобразующей композиции на основе полиакриломида для условий нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Нефть и газ. 2002.-№ 5. -С. 80-84.
- Краснов И.И. Технология выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из сложнопостроенных нефтегазовых месторождений//Нефть и газ. 2003. -№ 2. -С. 46-50.
- Краснов И.И. Разработка технологии ограничения прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи: Автореф. дисс. канд. техн. наук. -Тюмень, 1991.
- Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Краснов И.И. и др. Способ интенсификации притоков нефти и газа. Патент на изобретение RUS 2249100 06.05.2002
- Маляренко А.В., Каюмов Р.Ш., Краснов И.И. Способ изоляции газового пласта. Патент на изобретение RUS 2059064.
- Пьянкова Е.М., Карнаухов М.Л., Краснов И.И., Чивилева О.В. Применение палеток при интерпретации диаграмм давления притока//Геология, география и глобальная энергия. -2007. -№ 4. -С. 82-87.
- Ягафаров А.К., Федорцов В.К., Магарил Р.З., Краснов И.И. и др. Способ выработки из переходных нефтяных залежей. Патент на изобретение RUS 2061854.