СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ЕН-ЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ЕН-ЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В статье рассмотрен состав и свойства газа и конденсата Ен-Яхинского месторождения.

Авторы публикации

Рубрика

Нефтегазовое дело

Журнал

Журнал «Научный лидер» выпуск # 1 (99), Январь ‘23

Дата публикации 15.01.2023

Поделиться

На Ен-Яхинском месторождении определено 48 составов пластовых смесей, из них по залежи пласта БУ81-2 – 31, БУ102 – 16 и БУ121 – 1 [1].

Достоверность полученного состава зависит от сохранности проб и погрешностей при их исследовании. Поскольку при промысловых исследованиях некоторых скважин были допущены отклонения от требований действующей инструкции, то это отразилось на составах пластовых смесей. Критерием отбраковки являлось соблюдение основных положений:

1) установление стабильно-равновесного состояния конденсата в течение времени отбора (воспроизводимость параметров отбора в течение двух дней);

2) соблюдение режима отбора проб (газосепаратор, скорость отбора проб);

3)содержание воды в добываемой продукции и предотвращение гидратообразования.

Результаты исследования скважин, которые были отбракованы по некачественным промысловым данным, для оценки составов пластовых систем по залежам не принимались.

Таким образом, на основании рассмотрения всего комплекса промысловых и лабораторных исследований для оценки среднего начального состава пластовой смеси приняты следующие данные:

  • по скважинам 115, 133, 155, 225, 325, 331, 450, 457 и 463 (интервал 2932-2936) для пласта БУ81-2,
  • учитывая общую слабую изученность залежи БУ83-9, состав и физико-химические свойства пластового газа приняты по аналогии с БУ81-2, в последующем рекомендуется провести дополнительные исследования нескольких высокодебитных скважин, вскрывающих залежь пласта БУ83-9, для установления ее газоконденсатной характеристики;
  • по скважинам 112, 141, 142, 143, 214, 324, 455, 476, и 1200 для пласта БУ102;
  • по БУ121 представлен единичный результат (скв.451), не являющийся достоверным ввиду наличия в пробе примеси нефти; в рамках работы [1] расчетным путем был получен состав смеси залежи пласта БУ121 с потенциальным содержанием конденсата, равным 316 г/м3.

Далее следует отметить, что робы стабильного конденсата, отобранные при испытании залежей БУ81-2, БУ102, БУ121 Ен-Яхинского НГКМ, исследовались в лабораториях ЦЛ «Главтюменьгеологии» (в рамках ГКИ разведочных скважин) и ИТЦ «Газпром добыча Уренгой» (при испытании эксплуатационных скважин). По результатам исследований скважин, вскрывающих залежи пласта БУ83-9, отбора проб стабильного конденсата не осуществлялось. Наличие примесей нефти в ряде проб явилось основной причиной широкого диапазона изменения большинства показателей конденсатов: значительно увеличивались плотность, молекулярная масса, ухудшились вязкостные характеристики, температурные свойства, утяжелился фракционный состав.

Следует отметить, что в лаборатории ЦЛ «Главтюменьгеологии» в процессе исследований помимо определения стандартного комплекса параметров для проб конденсата, выполнена разгонка конденсатов каждой залежи на узкие фракции, определение их физико-химических свойств, расчет концентрации выделенных фракций и их свойств при средних температурах кипения. Стандартный комплекс исследований конденсата включал определение следующих показателей: плотность, показатель преломления, молекулярная масса, вязкость при разных температурах, фракционный состав, кислотность, содержание серы, смол, парафинов, испытание на медной пластинке, давление насыщенных паров, групповой углеводородный состав, по топливным фракциям определялся их выход. Сильно облегченные в результате неполного выноса на поверхность части тяжелых углеводородов или выветренные с потерей легкой части конденсаты, а также пробы с примесью нефти, в расчет не принимались.

Следует отметить, что в ходе разработки Ен-Яхинского месторождения отмечается изменение физико-химических свойств конденсатов. При снижении пластового давления в процессе разработки наблюдается снижение плотности конденсатов (по пласту БУ81-2 - с  735 кг/м3 при начальном пластовом давлении 29,1 МПа до 714 кг/м3 при Рпл= 14,9 МПа, по пласту БУ102 - с  740 кг/м3 при начальном пластовом давлении 30,8 МПа до  718 кг/м3 при Рпл=13,0 МПа) и изменения во фракционном составе конденсатов, сопровождающиеся их облегчением с понижением температуры конца кипения  (по пласту БУ81-2 - с 315 до 237 оС, по пласту БУ10-  с 325 до 239 оС), что свидетельствует о пластовых потерях (высококипящие фракции в результате фазовых превращений, происшедших в залежах при снижении пластового давления, выпадают в пласте). Полученные результаты свидетельствуют о необходимости проведения исследовательских работ и мероприятий, направленных на решение проблемы доизвлечения выпавшего в результате ретроградных процессов в пласте конденсата.

Список литературы

  1. Технологическая схема разработки нижнемеловых отложений Ен-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения [Текст]: отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Нестеренко А.Н.: - Тюмень, 2012.

Предоставляем бесплатную справку о публикации, препринт статьи — сразу после оплаты.

Прием материалов
c по
Осталось 4 дня до окончания
Размещение электронной версии
Загрузка материалов в elibrary