Свойства пластового газа, дегазированных жидкостей и газа сепарации - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Месторождение Карачаганак характеризуется сложностью пластовой флюидной системы и разнообразием свойств добываемых газа, конденсата и нефти.

I и II объекты разработки представляют собой газоконденсатные залежи, в которых состав пластового газа закономерно меняется по глубине. Потенциальное содержание жидких углеводородов С5+в, контролирующее основные свойства конденсата, возрастает от 410 г/м3 в присводовой части I объекта до 950 г/м3 в районе ГНК II объекта разработки.

III объект разработки, представляющий собой нефтяную оторочку месторождения, характеризуется еще большей изменчивостью свойств нефти, различающихся по высоте и по площади залежи, в связи с чем, нефтяная оторочка условно разделена на два участка - северо-восточный и юго-западный.

За время разведки и разработки месторождения разработана флюидальная математическая модель, отражающая изменения всех свойств пластовых флюидов в объеме залежи.

В таблице 1.1 приведены полученные по флюидальной модели параметры пластового газа и конденсата на отметках 4200м (для первого объекта разработки) и 4700м (для второго объекта разработки).

Таблица 1.1.1

Параметры пластового газа и конденсата

Объект разработки

I объект

II объект

Абсолютная глубина средней отметки залегания, м

4200

4700

Начальное пластовое давление

54.75

57.0

Давление начала конденсации

44.7

48.5

Потенциальное содержание С5+в В пластовом газе, г/м3

470

640

Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа, доли ед.

1.32

1.40

Мольная доля сухого газа, доли ед.

0.917

0.900

Плотность пластового газа, кг/м3

441

474

Вязкость пластового газа, мПа*с

0.068

0.084

Плотность конденсата пятиступенчатой сепарации при 20ОС, кг/м3

774.5

789.1

Вязкость конденсата пятиступенчатой сепарации при 20ОС, мПа*с

1.28

1.95

На сегодняшний день имеется значительная информация о физико-химических свойствах дегазированных проб конденсата и нефти, позволившая дать товарную характеристику добываемой жидкости и охарактеризовать конденсат и нефть средними параметрами (таблица 1.2).

Как видно из таблицы, конденсат и нефть по содержанию серы относятся к сернистым (среднее содержание серы превышает 0.6% масс.). По содержанию парафинов к парафинистым. Несмотря на относительно высокое содержание парафинов, при положительных температурах конденсат и нефть северо-восточного участка сохраняют текучесть и застывают при температуре ниже минус 10ЄС. Концентрация высокомолекулярных парафиновых углеводородов в нефти юго-западного участка колеблется в пределах от 2.8% до 9.2% масс., что предопределило температуру застывания нефти в интервале температур от минус 28 до плюс 11ЄС.

Таблица 1.1.2

Средние параметры дегазированной нефти и конденсата

Групповой углеводородный состав конденсата, определенный по 15 пробам, отобранным из скважин равномерно расположенных по площади и перфорированных на разных глубинах газоконденсатной залежи, свидетельствует о метаново - нафтеновом типе добываемого конденсата, состоящим на 60-70% из метановых углеводородов и на 18-20% - из нафтеновых. Нефть обоих участков также относится к метано-нафтеновому типу с содержанием метановых углеводородов во фракции 46-55%, нафтеновых - 6-43% и ароматических - 9-12%.

По фракционному составу конденсат относится к тяжелым. Потенциальное содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200ЄС, в нем не превышает 50%, содержание керосиновых, дизельных и масляных фракций в сумме составляет более 40%.

Нефть северо-восточного участка по фракционному составу отличается от нефти юго-западного участка повышенным содержанием светлых фракций.

Особенностью добываемого на месторождении Карачаганак газа, является повышенное содержание сероводорода и диоксида углерода, снижающих его товарные качества.

Похожие статьи




Свойства пластового газа, дегазированных жидкостей и газа сепарации - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая