Экспериментальные данные, полученные на различных установках - «Раска», модернизированная АСМ-600 «Альстом-Атлантик» (ВНИИгаз, НВ НИИГГ. КазНИГРИ, ПО НВ НИИГГ), говорят о еще большей близости давления начала конденсации к пластовому при насыщенности газоконденсатной системы на 76-98% Возможно, дефицит насыщения обусловлен технологическими причинами при исследовании скважин, в частности создаваемыми депрессиями на пласт, при которых часть конденсата в нем может выпадать. Вместе с тем дифференциация C5+высш. по высоте залежи и предельная насыщенность нефтяной системы не исключают рост насыщенности пластового газа в сторону подошвенной части.
Изотермы Карачаганакского месторождения имеют крутую форму. Давление начала конденсации изменяется от 45,5 до 57 МПа, а пластовое от 51,2 до 58,4 МПа, давление максимальной конденсации возрастает от 18 до 23 МПа в направлении от нижнепермской к каменноугольной части разреза. Следует отметить, что при возрастании потенциального содержания конденсата по высоте залежи существенно увеличивается количество выпадающей жидкости в ретроградной области, в зоне максимальной конденсации.
В каменноугольном объекте участок изотермы от давления начала конденсации до давления максимальной конденсации близок к вертикали, что свидетельствует о приближении к критической точке. Следовательно, при небольшом снижении давления в пласте будет выпадать значительное количество конденсата, что приведет к резкому уменьшению доли стабильного конденсата в выносимом газе (см. рис. 2.6 кривая 5). Характерно также и то, что по стабильному конденсату зона прямого испарения практически не фиксируется (см. рис. 2.6 кривая 4). Коэффициенты конденсатоотдачи при эксплуатации залежи на режиме истощения составят 0,31-0,42 для нижнепермского объекта и 0,26-0,29 для каменноугольного.
Для повышения конденсатоотдачи необходима реализация сайклинг-процесса,
особенно на каменноугольном объекте. По расчетным данным, коэффициент
извлечения конденсата можно повысить до 0,75 - 0,85. На основе анализа ряда
вариантов для повышения конденсатоотдачи некоторые исследователи предлагают
начинать разработку на режиме естественной энергии пласта до достижения
текущего пластового давления 40 МПа и одновременно создавать оторочку из
широких фракций легких УВ. Затем применить частичный сайклинг-процесс с
возвратом в пласт 50% сухого газа для проталкивания оторочки и вымывания
конденсата, выпавшего в пласте. Доразработку осуществлять на режиме истощения.
Эти мероприятия позволят получить также высокую конечную конденсатоотдачу
(примерно 0,7).
Основные результаты исследования нефти КНГКМ
|
Параметры скважины |
6 |
14 |
33 |
29 |
|
Интервал перфорации, м |
5034-5062 |
5068-5100 |
5120-5155 |
5164-5204 |
|
Пластовое давление, МПа |
58 |
58,2 |
58,2 |
58,6 |
|
Пластовая температура,°С |
84 |
85 |
87 |
89 |
|
Давление насыщения, МПа |
57,9 |
58,2 |
57,85 |
58,57 |
|
Газосодержание, м3/м3 |
883 |
689 |
533 |
354 |
|
Объемный коэффициент пластовой нефти |
3,2 |
2,6 |
2,27 |
1,82 |
|
Плотность пластовой нефти, г/см3 |
0,499 |
0,56 |
0,605 |
0,671 |
|
Вязкость пластовой нефти, мПа·с |
<0,2 |
<0,2 |
0,23 |
0,6 |
|
Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3·Па) ·10-5 |
1,53 |
1,18 |
0,92 |
0,54 |
|
Плотность газа при 20°С (измеренная), кг/м3 |
0,888 |
0,905 |
0,966 |
0,988 |
|
Плотность сепарированной нефти, г/см3 |
0,818 |
0,848 |
0,856 |
0,874 |
|
Газосодержание, м3/тонн |
1080 |
813 |
623 |
405 |
Состав газа сепарации и газа дегазации КНГКМ
|
Комп онент |
СН4 |
С2Н 6 |
С3н8 |
изо-C4H10 |
н-C4H10 |
изо-C5H12 |
н-C5H12 |
н- C6H14 |
Н2S |
со2 |
N2 |
|
Кол-во |
81.84 |
5.64 |
1.74 |
0.22 |
0.41 |
0.12 |
0.09 |
0.06 |
2.54 |
6.42 |
0.44 |
Товарной продукцией КПК является:
· Стабилизированная товарная нефть (в смеси с конденсатом) для реализации по магистральной нефтепроводной системе КТК, СТ РК1347-2005/ГОСТ Р 51858-02, MOD;
· Очищенный топливный газ на собственные нужды ГОСТ 5542-87;
· Осушенный от влаги кислый газ, содержащий кислые компоненты (сероводород, углекислый газ, меркаптаны) - высокосернистый газ для закачки в пласт (удовлетворяет условиям надежности эксплуатации системы закачки газа в пласт)
Все виды товарной продукции должны соответствовать стандартам и техническим условиям их транспортирования, хранения, поставки и использования.
В таблице 1.1
представлены качественные показатели на товарную продукцию нефть (в смеси с
конденсатом) для реализации по магистральной нефтепроводной системе КТК.
Таблица 1.1 - Качественные показатели на товарную продукцию СТ РК1347-2005/ГОСТ Р 51858-02, MOD
|
Наименование показателя |
норма |
Методы испытания |
||
|
|
1 |
2 |
3 |
|
|
1. плотность при 200С кг/м3 не более |
830-895 |
ГОСТ 3900 |
||
|
2. Выход фракций, % объемных, не менее при температуре до 2000С при температуре до 3000С при температуре до 3500С |
21-30 42-52 53-62 |
ГОСТ 2177 |
||
|
3. Массовая доля парафина % |
6.0 |
ГОСТ 11851 |
||
|
4. Массовая доля воды % не менее |
0.5 |
0.5 |
1.0 |
ГОСТ 2477-65 |
|
5. Массовая доля механических примесей % не более |
0.05 |
0.05 |
0.05 |
По ГОСТ 6370-83 |
|
6. Концентрация хлористых солей мг/дм3 не более |
100 |
300 |
900 |
По ГОСТ 21534 |
|
7. Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.) не более |
66.7 (500) |
66.7 (500) |
66.7 (500) |
По ГОСТ 1756 |
|
|
Норма для нефти вида |
|
||
|
8. массовая доля сероводорода млн-1 (ppm) не более |
20 |
50 |
100 |
По ГОСТ Р 50802 |
|
9. массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме млн -1 (ppm) не более |
40 |
60 |
100 |
|
В таблице 1.2 представлены
качественные показатели на сжиженный газ (пропан-бутановая фракция).
Таблица 1.2 - Качественные показатели сжиженного газа (пропан-бутановая фракция) ГОСТ 20448-90.
|
Наименование показателя |
Норма для марки |
Метод испытания |
||||
|
|
Пт |
СПБТ |
БТ |
|
||
|
1. Массовая доля компонентов, % |
|
По ГОСТ 10679 |
||||
|
Сумма метана, этана и этилена не менее: |
Не нормируется |
|
||||
|
Сумма пропана и пропилена не менее: |
75 |
Не нормируется |
|
|||
|
Сумма бутанов и бутилена не менее: |
не нормируется |
- 60 |
60 - |
|
||
|
не более: |
|
|
|
|
||
|
2. объемная доля жидкого остатка при 200С,% не более |
0.7 |
1.6 |
1.8 |
По п.3.2 ГОСТ 20448 |
||
|
3.давление насыщенных паров, избыточное, МПа при температуре: |
|
|
|
По ГОСТ РФ 50994-96 |
||
|
плюс 450С не более |
1.6 |
1.6 |
1.6 |
|
||
|
минус 200С не менее |
0.16 |
- |
- |
|
||
|
4. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, % не более |
0.013 |
0.013 |
0.013 |
По ГОСТ 22985 |
||
|
в том числе сероводорода, не более: |
0.003 |
0.003 |
0.003 |
По ГОС 22985 или 11382 |
||
|
5. Содержание свободной воды и шелочи |
отсутствие |
По п. 3.2 ГОСТ 20448 |
||||
|
6. Интенсивность запаха, баллы, не менее: |
3 |
3 |
3 |
По ГОСТ 223875 и п.3.4 ГОСТ 20448 |
||
В таблице 1.2 -
представлены качественные показатели на газ горючий природный для промышленного
и коммунально-бытового назначения.
Таблица 1.3 - качественные показатели на газ горючий природный для промышленного и коммунально-бытового назначения ГОСТ 5542-87
|
Наименование показателя |
Норма |
Метод испытания |
|
1. Теплота сгорания низшая, МДж/м (ккал/м"1), при 20°С 101.325 кПа, не менее |
31.6 (7000) |
ГОСТ 27193-86 ГОСТ 22667-82 ГОСТ 10062-75 |
|
2. Область значения числа Воббе высшего,МДж/м3 (кал/м3) |
41.2-54.5 (9850-13000) |
ГОСТ 22667-82 |
|
3. Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более |
±5 |
- |
|
4. Массовая концентрация сероводорода, г/мл не более |
0.02 |
ГОСТ 22387.2-83 |
|
5. массовая концентрация меркаптановой серы г/м3 не более |
0.036 |
|
|
6. объемная доля кислорода, %, не более |
1.0 |
|
|
7. Масса механических примесей в 1 м3/г. 1не более |
0.001 |
ГОСТ 22387.4 -77 |
Для обоснования основных параметров пластовой нефти привлечены все имеющиеся на сегодняшний день результаты исследования глубинных проб нефти, а также полученные в процессе геологоразведочных работ результаты опробования и испытания скважин.
За время разведочных работ были отобраны и исследованы глубинные пробы нефти из 14 скважино-объектов горизонта КТ-П. При анализе приведенных данных часть проб пришлось отбраковать. Основанием для отбраковки явились результаты опробования и испытания скважин, при проведении которых выполнялись замеры газовых факторов.
Учитывая тот факт, что в процессе испытания скважин не было замечено резкого увеличения газового фактора из-за пластового разгазирования нефти, и замеренные на разных режимах газовые факторы колеблются в небольших пределах, они могут быть использованы для оценки ожидаемого газосодержания пластовой нефти. Из 14 проб, шесть были отбракованы по причине существенного отличия полученного по ним газосодержания от замеренного промыслового газового фактора. В отбракованных пробах значения газосодержания в 1,5 и более раз отличаются от замеренных газовых факторов, что дает основание считать такие пробы не представительными.
По пробам, которые нами признаны как кондиционные, найдены средние значения основных параметров пластовой нефти по горизонту .
Там же указаны полученные по результатам исследования не отбракованных глубинных проб диапазоны изменения параметров в пределах горизонта.
В процессе исследования пластовых проб нефти выполнен опыт дифференциального разгазирования, дающий представление о характере изменения основных свойств пластовой нефти при снижении давления от пластового до атмосферного. К сожалению, это единственный эксперимент по дифференциальному разгазированию пластовой нефти, к тому же исследованная проба характеризовалась газосодержанием, отличающимся от среднего по горизонту КТ-П значением. Поэтому для надежной характеристики изменения свойств пластовой нефти от давления необходимо провести опыты дифференциального разгазирования по нескольким скважинам, характеризующимся разными значениями давления насыщения и газосодержания. Перед проведением эксперимента необходимо убедиться в кондиционности отобранных глубинных проб.
Характеристика физико-химических свойств нефти в поверхностных условиях дана на основании результатов исследования проб нефти, отобранных на устье скважин и полученных при разгазировании глубинных проб. В общей сложности к обобщению привлечены 47 проб.
Как видно значения основных параметров нефти колеблются в значительных пределах даже по параллельным пробам и причинами этого могут быть как фактические различия свойств и состава нефти в пределах горизонта, так и разные требования у организаций-исполнителей к транспортировке и подготовке пробы нефти к исследованиям (обезвоживание, дегазация и др.).
При анализе данных с привязкой их к площади и глубине залегания не было получено закономерности в распределении свойств добываемых нефтей по глубине и участкам, поэтому в настоящем отчете параметры дегазированной нефти приведены для горизонта КТ-П в целом и рассчитаны они как средние арифметические после отбраковки одной пробы. Причиной отбраковки явилось то, что из трех проб, отобранных при опробовании интервала 3550-3562м, отбракованная проба не согласуется с двумя другими, имеющими довольно хорошую сходимость.
По результатам исследования 46 проб получены средние значения основных параметров дегазированной нефти, характеризующие нефть горизонта КТ-П как сернистую, смолистую, малопарафинистую, застывающую при отрицательной температуре и содержащую более 50% светлых фракций.
Однако следует иметь в виду, что значительные колебания таких свойств нефти как содержание серы, парафинов, асфальто - смолистых веществ по параллельным пробам ставят под сомнение достоверность принятых параметров и требуют уточнения.
Компонентный состав нефтяного газа определялся по пробам, выделенным при однократном разгазировании пластовой нефти. В общей сложности на текущий момент исследовано 14 проб нефтяного газа. Анализы выполнены разными организациями и наблюдаются значительные колебания углеводородного состава газа по пробам. Причиной этого может быть как естественная неоднородность растворенного нефтяного газа по скважинам, так и различие в методиках исследования. При обобщении результатов исследования в настоящем отчете была отбракована одна проба. По этой пробе получен "сухой" газ с потенциалом пропан-гексановых фракций около 5%мол. и связано это с тем, что при отборе пластовой пробы нефти в пробоотборную камеру попал большой избыток газа, состоящий, как видно, преимущественно из метана. Этим объясняется аномально высокое газосодержание пластовой нефти и ее легкий углеводородный состав.
Средний по 13 пробам компонентный состав нефтяного газа свидетельствует о значительном содержании в нем гомологов метана, потенциальное содержание пропан-гексановых фракций колеблется от 6 до 25% мол., составляя в среднем 13,6% мол. Особенностью нефтяного газа Чинарёвского месторождения является повышенное содержание сероводорода, снижающего его товарные качества.
Компонентный состав пластовой нефти с расшифровкой углеводородов до C8 включительно определен по четырем пробам пластовой нефти, признанным нами как кондиционные. По ним получен по состоянию изученности пластовых флюидов на сегодняшний день средний состав пластовой нефти горизонта КТ-П, который был использован для технологических расчетов сепарации добываемой продукции.