Роль пластовой воды в процессе разработки газоконденсатных залежей

Ач3-4) месторождения. Изучаемые газоконденсатные системы отличались составом, содержанием высококи-пящих углеводородов в газовой фазе, а также содержанием паров воды. Эксперименты проводились путем изотермического снижения давления методом дифференциальной конденсации с последующим изучением составов жидких фаз, как пластового, так и выпавшего конденсата в присутствии воды в системе и без нее.

В пластовых условиях совместно с углеводородами содержатся пары воды, которые оказывают влияние на фазовые процессы, а, следовательно, и на основные прогнозные характеристики. В зависимости от коллекторских свойств пород остаточная вода занимает различную часть порового объема залежи. Так, в коллекторах валанжинских залежей Уренгойского месторождения остаточная водонасыщенность варьирует в пределах 27-48%, а в залежах ачимовских отложений (по данным ЗапСибГеоНац), находящихся при более высоких давлениях и пластовых температурах, количество водяных паров достигает до 56%. Отличительным признаком конденсационных вод является их слабая минерализация. Достоверную информацию о составе конденсационных вод получить сложно, т.к. они смешиваются с пластовыми водами. Обычно РVТ-исследования с целью определения прогнозного КИК проводятся без учета воды, в то время как ее наличие ведёт к снижению конденсатоизвлечения и росту пластовых потерь углеводородов до 5% при разработке реальных газоконденсатных залежей 50,2 МПа. Пластовая система недонасыщена на 10,5 МПа [1, 2, 3].

Экспериментальные исследования в системе газ-вода-конденсат проводились на рекомбинированных пробах газа сепарации, насыщенного конденсата и воды, отобранных из ачимовских отложений (пластАч_3- 4 ) при T пл – 109°С Уренгойского месторождения. Для оценки учета влияния конденсационной воды на КИК исследования были выполнены на установке Chandler Engineering модели 3000G. Прогнозирование процесса разработки на истощение водонасыщенной газоконденсатной смеси осуществлялось методом дифференциальной конденсации. Результаты эксперимента представлены на рис. 1.

На стадии опытно-промышленной разработки газоконденсатных залежей при снижении пластового давления ниже давления начала конденсации происходит выпадение жидкой фазы, состав добываемой пластовой смеси существенно меняется. Вследствие ретроградных явлений, происходящих в условиях разработки залежи, при давлении ниже давления максимальной конденсации начинается процесс прямого испарения выпавшего конденсата, при этом в начальной стадии наиболее интенсивно испаряются более легкие газовые компоненты, а затем компоненты группы С 5+выш. , находящихся при более низких пластовых давлениях [1, 2]. Иначе происходят фазовые процессы в условиях разработки газоконденсатных месторождений при наличии паров пластовой воды в газовой фаге. С этой целью были выполнены экспериментальные РVТ-исследования на рекомбинированных газоконденсатных системах Уренгойского (ачимовская свита, пласт

Количество выпавшей воды, г/м-3

Рис. 1. Изотермы дифференциальной конденсации пластовой газоконденсатной системы.

Так, на основании проведенных РVТ - экспериментов установлено, что при снижении давления более интенсивно происходит конденсация воды вместе с высококипящими углеводородами из пластовой газоконденсатной смеси.

Изучение компонентного состава газа дегазации, газа дебутанизации, газа сепарации, дебутанизированного и стабилизированного конденсата осуществлялось газовыми хроматографами с пламенноионизационным и термо-кондуктивным детекторами фирмы «Agilent Technologies модель 6890N», программное обеспечение «Agilent ChemStation». Алгоритм интегрирования создан для обеспечения оптимальной эксплуатационной эффективности неизменных параметров, определяющих режим интегрирования. Эти параметры считаются неизменными потому, что нет возможности их редактирования в ходе обычного общения оператора с системой. Большинство таких параметров подобрано фирмой Agilent Technologies для конкретного сочетания программно – аппаратного обеспечения и программного обеспечения. Так, различные хроматографические системы могут потребовать применения разных способов выявления вершины пика. Наиболее уместный подход выбран с учетом конкретной аппаратурной оснастки и конкретной прикладной задачи. Метод основан на количественном определении индивидуальных углеводородов до С7 и групп углеводородов С8-С40, способом капиллярной хроматографии в режиме температурного программирования с использованием пламенноионизационного детектора (предел обнаружения 5*1012 г). Измерения неуглеводородных компонентов газа (N2, CO2) проводились в режиме температурного программирования с использованием насадочных колонок и термо-кондуктивного детектора (предел обнаружения 1*109 г/дм3). Результаты полного анализа получали, объединяя данные результатов анализа, полученных двумя методами [4, 5, 6].

Исследования способом газовой хроматографии по определению нормальных алканов и моноароматиче-ских углеводородов показали, что вода оказывает влияние на молекулярное перераспределение углеводородов. Относительное распределение нормальных алканов в пластовом конденсате при протяженности ряда нормальных алканов с С3 до С33 молекулярноконцентрационный максимум приходится на С5-С8, при этом наблюдаются отдельные максимумы для компонентов С13; С17; С22. Содержание фракции Sn(С5-С8) составляет 11,7%. В «выпавшем» фоновом конденсате при длине ряда нормальных алканов до С40 концентрационный максимум находится в области углеводородов С9-С19. Для этой системы концентрация высокомолекулярных углеводородов С16+ (19,36 %) отличается от указанной группы углеводорода в пластовом конденсате (9,95%). При общем утяжелении «выпавшего» конденсата в сравнении с пластовым произошло смещение максимума (на С9-С19) в сторону высокомолекулярных соединений. Присутствие воды в «выпавшем» конденсате несколько облегчило его состав и сдвинуло положе- ние молекулярно-концентрационного максимума на С9-С16. Особенно четко влияние воды на состав выпавших в пласте углеводородов С5+, сказалось на распределении углеводородов С5 – С16. Данный факт свидетельствует о фазовом перераспределении компонентов в процессе снижения давления в зависимости как от начальных факторов (давления, температуры, содержания высокомолекулярных углеводородов), так и от начального компонентного состава самого конденсата. Наличие воды в газоконденсатной системе ачи-мовской свиты Уренгойского месторождения также избирательно действует и на извлечение компонентов этого ряда.

Также конденсационная вода оказывает существенное влияние на фазовые превращения углеводородных систем в зависимости от термобарических условий:

– в условиях аномально высоких пластовых давлений вода снижает на извлечение конденсата из пласта в период процесса конденсации углеводородов, способствуя более интенсивному выпадению конденсата. Несмотря на то, что процесс испарения конденсата в присутствии воды проявился интенсивнее, он не компенсирует потери конденсата в зоне конденсации углеводородов.

– при нормальных термобарических условиях вода снижает степень извлечения конденсата из залежи, влияя на процесс конденсации углеводородов, тем самым она затормаживает процесс испарения конденсата.

– для условий «околокритических» газоконденсатных систем наличие воды в пластовой смеси способствует повышению конденсатотдачи из залежи за счет более активного процесса испарения углеводородов.