автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Особенности фазовых переходов углеводородных систем в присутствии воды, находящихся в различных термобарических условиях

Общая характеристика работы.

Глава 1. Состояние изученности проблемы.

Глава 2. Методика проведения экспериментальных исследований.

Глава 3. Исследование фазовых процессов в системе газ-вода- 30 конденсат.

3.1. Растворимость воды в газах.

3.2. Влияние углеводородов С5+ на растворимость воды в газах.

3.3. Влияние воды на конденсацию углеводородов С5+.

3.4. Совместная конденсация воды и углеводородов С5+ в газах.

3.5. Влияние конденсационных вод на эксплуатацию газовых 74 залежей углеводородов.

Глава 4. Исследование влияния паров воды на величину извлечения 82 углеводородов С5+ из залежей, находящихся в различных термобарических условиях.

4.1. Залежи углеводородов, при нормальных термобарических 82 условиях.

4.2. Залежи углеводородов, в условиях аномально высоких 101 пластовых давлений.

4.3. Залежи углеводородов в системах "околокритического" 1Ю состояния (Прибрежное месторождение).

4.3.1. Влияние воды на фазовые превращения углеводородов 113 С5+ в условиях "околокритического" газового состояния.

4.3.2. Влияние воды на фазовые превращения углеводородов 120 С5+ "летучих" нефтей.

Глава 5. Исследование влияния паров воды на компонентоотдачу углеводородов при разработке залежей.

Выводы.

Актуальность проблемы.

В пластовых газоконденсатных системах совместно с углеводородами С5+ содержатся пары воды, которые, несомненно, оказывают существенное влияние на фазовые превращения углеводородов С5+ на всех этапах разработки залежей, а, следовательно, и на основные газоконденсатные характеристики, такие как давление начала конденсации, давление максимальной конденсации, коэффициент извлечения конденсата из недр и компонентоотдача углеводородов, что необходимо учитывать при проектировании разработки месторождений. Особую актуальность этот вопрос приобретает для пластовых систем в условиях высоких давлений и температур. Обзор результатов исследований по фазовым превращениям в системах вода-газ и газ-вода-конденсат указывает на сложность фазовых процессов, протекающих в них, и относительно слабую экспериментальную изученность данной проблемы особенно в реальных пластовых системах.

Фазовые равновесия в системах вода-газ изучались, в основном, лишь на бинарных смесях чистых углеводородов и воды (вода-метан) в ограниченном диапазоне давлений и температур. Влияние паров воды на фазовое поведение в реальных газоконденсатных системах, т.е. при совместном нахождении паров воды и углеводородов С5+ изучалось для систем с малым содержанием

2 3 конденсата (бОг/м ) и паров воды (1г/м ). В настоящее время разрабатываются и вводятся в разработку газоконденсатные месторождения, находящиеся в "жестких" термобарических условиях (Уренгойское, Прибрежное, Новогоднее и др.), пластовые давления в которых достигают 60 МПа, температуры до 120 °С. Указанные системы характеризуются различными фазовыми состояниями: классические газоконденсатные, "околокритические" газоконденсатные и "летучие" нефти; высоким содержанием углеводородов С5+ (до 900г/м ). Наряду со сложными фазовыми процессами углеводородов С5+, сопровождающими разработку последних, для них характерна повышенная влагонасыщенность пластовых газов. Для оценки влагосодержания пластовых газов в настоящее время используются стандартные номограммы влагосодержания, рассчитанные для чисто газовых месторождений, причем только для зоны испарения.

Резюмируя вышеизложенное, приходим к выводу, что на данной стадии проблема экспериментально изучена недостаточно. Экспериментальное изучение влияния конденсационной воды на фазовое поведение пластовых углеводородных систем разного состава, находящихся в различных термобарических условиях, имеет как теоретическое, так и практическое значение.

Целью работы является выявление особенностей фазовых переходов углеводородных систем в присутствии паров воды и оценка влияния паров воды на основные газоконденсатные характеристики залежей, находящихся в различных термобарических условиях.

Для выполнения цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Разработать методический подход проведения экспериментальных исследований по изучению особенностей фазовых переходов углеводородных систем в присутствии паров воды.

2. Исследовать взаимное влияние паров воды и углеводородов С5+ на фазовые превращения пластовых систем при снижении давления в залежи.

3. Изучить влияние паров воды на коэффициент извлечения углеводородов С5+ из залежей, находящихся в различных термобарических условиях.

4. Исследовать особенности влияния паров воды на молекулярное перераспределение углеводородов С5+ в пластовом флюиде залежей различного фазового состояния.

Методы исследований.

Экспериментальные исследования проводились на установках высокого давления РУТ "ЯШКА", УГК и УФР в диапазоне давлений до 70 МПа и температур до 120 иС с пластовыми углеводородными системами Заполярного,

Уренгойского и Прибрежного месторождений с добавлением конденсационной воды, отобранной непосредственно с исследуемых объектов. Эксперименты проводились путем изотермического снижения давления контактным и дифференциальным методами с последующим изучением составов жидких и газообразных фаз на молекулярном уровне.

Научная новизна заключается в том, что впервые: -экспериментально изучены процессы фазовых переходов паров воды и углеводородов С5+ в реальных природных системах различного фазового состояния в широком диапазоне давлений и температур;

-выявлены особенности фазового поведения паров воды и углеводородов С5+ при ретроградной конденсации и испарении последних;

-экспериментально установлены особенности влияния паров воды на коэффициент извлечения конденсата в зависимости от фазового состояния и термобарических условий залегания залежей;

-установлены закономерности перераспределения углеводородных компонентов в конденсате под влиянием паров воды. Защищаемые положения.

1 .Ретроградная конденсация паров воды при разработке газоконденсатных залежей происходит активнее, чем в газовых, особенно в условиях повышенных температур.

2.В залежах с аномально-высокими пластовыми давлениями процесс максимальной конденсации паров воды близок к началу конденсации углеводородов С5+, что осложнит процесс разработки залежи.

3.Влияние паров воды на характер процесса конденсации углеводородов С5+ в зависимости от температуры неодинаково. При повышенных температурах пары воды способствуют большей конденсации углеводородов С5+ при прочих равных условиях.

4.Пары воды в газоконденсатных залежах, находящихся в условиях АБПД и нормальных термобарических условиях снижают величину 6 конденсатоотдачи, в залежах "околокритического" состояния - повышают. В залежах "летучих" нефтей пары воды оказывают энергосберегающий эффект.

5.Перераспределение в содержании различных групп углеводородов (метановых, нафтеновых и ароматических) за счет влияния воды дифференцированно и предопределено факторами растворимости компонентов в газовой фазе и парах воды.

Практическая значимость. Результаты изучения механизма действия паров воды на конденсатоотдачу и компонентоотдачу углеводородов представляют собой инструмент для разработки эффективных методик воздействия на пласт особенно в условиях "околокритических" систем.

Обоснованный подход к учету взаимного влияния паров воды и углеводородов С5+ в газоконденсатных залежах позволит повысить качество проектирования разработки месторождений, а также достоверность оценки извлекаемых запасов конденсата, что особенно важно в новых условиях оплаты недропользователями за углеводородное сырье.

ВЫВОДЫ

1. Доказана практическая возможность появления свободной конденсационной воды в залежах при разработке реальных месторождений углеводородов при сравнительно низких давлениях. Причем, выпадение конденсационной воды в газоконденсатных залежах происходит активнее по сравнению с газовыми при одинаковых термобарических условиях.

2. Установлено, что существующие стандартные номограммы влагосодержания природных газов, можно использовать лишь для газовых залежей, т.к. доказано, что в газоконденсатных системах, за счет более интенсивной конденсации воды, влажность добываемого газа снижается.

3.В изученных системах углеводородов, находящихся в "околокритическом" состоянии и в условиях АВПД, максимальная конденсация паров воды в пласте практически совпадает с давлением начала конденсации углеводородов С5+.

4. Установлено, что пары воды оказывают влияние на фазовые переходы углеводородов С5+ изученных систем: в залежах, находящихся в нормальных термобарических условиях и в АВПД, величина давления начала конденсации углеводородов С5+ повышается на 2 и 3 % соответственно; в залежах, находящихся в "околокритическом" состоянии - понижается на 7%.

5. Влияние паров воды на конденсатоотдачу зависит от термобарических условий залежей и фазового состояния углеводородов. В газоконденсатных залежах изученных систем, находящихся в нормальных термобарических условиях и при АВПД пары воды снижают конденсатоотдачу на 4 и 11% соответственно; в залежах "околокритического" типа - увеличивают на 6%. В нефтях "околокритического" состояния пары воды способствуют лучшей растворимости газа в нефти, т.е. оказывают энергосберегающую роль.

6. Установлено избирательное влияние паров воды на интенсивность процесса фазовых превращений углеводородов С5+. При нормальных термобарических условиях пары воды затормаживают процесс испарения углеводородов С5+; в условиях аномально-высоких пластовых давлений -способствуют интенсивности конденсации углеводородов С5+; в "околокритических" системах - активизируют процесс испарения углеводородов.

7. Под влиянием паров воды происходит дифференцированное перераспределение углеводородных компонентов конденсата, что находит отражение в компонентоотдаче углеводородов С5+.

1. Абасов М.Т., Цатурянц А.Б., Рачинский М.З. Приближенная зависимость от температуры давления начала ретроградных явлений в системе вода-природный газ. - Докл. АН АзССР, т. XX1., №4, 1968, с.9-12.

2. Аванесов В.Т. О роли начальной водонасыщенности в механизме нефтеотдачи коллекторов. Труды АзНИИ ДН, вып.2, 1995.

3. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1962.

4. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992, 272 с. с ил.

5. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: Недра, 1999, 596 с. с ил.

6. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. М.-Л., Химия. 1966.

7. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей М.: "Наука", 1972.

8. Великовский A.C., Арутюнов А.И., Юшкин В.В. Опыт низкотемпературного отделения конденсата и воды из газа газоконденсатного месторождения. Газовая промышленность. 1985. №5. С. 16-20.

9. Гриценко А.И. Исследование влияния воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей// Газовое дело.-1964, №4 С.3-11.

10. Ю.Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M., Андреев О.Ф. и др. Методическое руководство по применению методов извлечения конденсатов в пласте в процессе разработки.//М.: ВНИИГАЗ, 1987 С.78-90.

11. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Закономерности основных свойств пластовых газоконденсатных систем. НТО, ВНИИЭГАЗПРОМ, Серия: "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". М., 1978.

12. Н.Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.:"Наука", 1995. - 523с.

13. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: "Недра", 1984. 264 с. с ил.

14. Дривер Дж. Геохимия природных вод.-М.: Мир, 1985.

15. Дурмишьян А.Г. О связанной нефти в газовых и газоконденсатных пластах. Геология нефти и газа. 1963. №9. С.49-52.

16. Жузе Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. -М.: "Недра", 1981.

17. Искандеров М.А., Гаджи-Касумов A.C. Изменение свойств конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений. Изд. "Недра" М.: 1970. 103 с.

18. Ильченко В.П., Акулинчев Б.П., Гирин Ю.Г. и др. Технология глубинных нефтегазопоисковых гидрогеологических исследований. М.: "Недра", 1992. - 173 е.: с ил.

19. Ильченко В.П., Акулинчев Б.П., Гирин Ю.Г. и др. Технология газопромысловых гидрогеологических исследований. М.: "Ндра", 1997. 300 е.: ил.

20. Ильченко В.П. Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины. Под редакцией д.г.-м.н.; проф. Е.В.Стадника, М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998г. 288 е.: с ил.

21. Каменский Г.Н. Основы динамики подземных вод. 4.1 М.-Л.: Госгеолиздат, 1933, 152 с. сил.

22. Катц Д.Л., Корнел Д., Кобаяни Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: "Недра", 1965, 657 с. с ил.

23. Колодий В.В. Подземные конденсационные и солюционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Киев, Наукова думка, 1975.

24. Кричевский И.Р. Фазовые равновесия при высоких давлениях. М.,:Госхимиздат, 1956.

25. Лонг Ж., Чиеричи Ж. Растворимость природного газа в пластовых водах в условиях давления и температуры месторождения. Материалы итальянского минералогического общества. Первый отд. Технической информации ВНИИГАЗ, 1959. №869, 21с. с ил.

26. Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИГАЗ. М.: 1995.

27. Методическое руководство "Исследование природных газоконденсатных систем". РАО "ГАЗПРОМ" ВНИИГАЗ. М.: 1994. 257 с.

28. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. М., Гостопиздат, 1963, 147 с. с ил.

29. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в системах пластовая вода-природный газ.-"Газовая промышленность", 1958, №1.

30. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.:"Недра", 1976.

31. Петренко В.И. Влияние паров воды на подсчет начальных запасов газа//Газовая промышленность.-1985.-№3.-С. 42.

32. Петренко В.И., Заводнов С.С. Особенности фазовых превращений воды в углеводородных парогазовых смесях. // Газовая промышленность. 1985. -Ш0.-С.42-43.

33. Петренко В.И., Петренко Н.В. Хадыкин В.Г. и др. Взаимосвязь природных газов и воды. М., "Недра", 1995, 279 с. с ил.

34. Петрушевский Е.И. Испарение остаточной воды в газовых пластах при изотермической фильтрации. Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1965, №1, с.22-25.

35. Попов В.И. Насыщение газа водой в пластовых условиях при разработке газовых залежей// Газовая промышленность, 1966. №11. С. 16-17.

36. Рагимов A.C. Влияние связанной воды на углеводородоотдачу пласта при разработке газоконденсатнонефтяных месторождений// Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1981. №1, С.26-28.

37. Рассохин С.Г. Исследование влияния связанной воды на процесс вытеснения газового конденсата. Сб. "Фундаментальные и поисковые научные исследования". Труды Международной конференции "Разработка газоконденсатных месторождений" Краснодар, 1990, С.219-223.

38. Рачинский М.З. Конденсационные воды газовых и газоконденсатных залежей. Недра, 1981.

39. Рачинский М.З. Номограмма для определения растворимости воды в природном газе при высоких давлениях. Труды Аз.фил. ВНИИГАЗ, Баку, вып.1, 1969, с.42-51.

40. Рид Р., Праусниц Д., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. JL: Химия, 1982. 592 с.

41. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. М., "Недра", 1977. 413 с. с ил.

42. Самедов Ф.И., Рачинский М.З., Буряков JI.A. Конденсационные воды газоконденсатных месторождений Азербайджана. НТС. ВНИИОЭНГ. Газовое дело. 1966. №8. С.11-16.

43. Серебряков О.И., Тронько И.В. О конденсационных водах месторождений. Вопросы геологии и бурения нефтяных и газовых скважин, вып.1, 1970, с. 5762.

44. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1974.

45. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Т.2. М., Недра. 1965.

46. Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А., КурбановА.К., Рассохин С.Г., ЗайцевС.Ю. Влияние водонасыщенности пласта на эффективность вытеснения конденсата обогащенным газом. "Газовая промышленность". 1989. №10. С.50-51.

47. Тривус H.A. Термодинамика. Учебное пособие для студентов-заочников. М., 1977,112 с.

48. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей / Под редакцией В.Н.Мамуны М.: "Недра", 1987.

49. Ханин А.А. Определение остаточной воды по данным проницаемости. Труды ВНИИ, вып.5 Гостоптехиздат, 1954.

50. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа, М., Гостопиздат, 1963,208 с. сил.

51. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: "Недра", 1987.

52. Anderko A. Equation of - state methods for the modeling of Phase Equilibria. - Fluid Phase Equilibria. 1990, v.61, N 1-2, pp. 145-225.

53. Pedersen K.S., Thomassen P., Fredenslund A. Thermodynamics of Petroleum Mixtures Containing Heavy Hydrocarbons. 3. Efficient Flash Calculation Procedures Using the SRK Eguation of State. Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. 1985, v.24, №4, pp. 948-954.

54. Katz D.L. Overview of Phase Behavior in Oil and Gas Production. Journal of Petroleum Technology, June, 1983, pp. 1205-1214.