Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки :

Краткое описание

Введение 5

1. Методы исследований углеводородных конденсатов Западной Сибири 9

1.1. Газоконденсатные месторождения Западной Сибири и перспективы

10 их освоения

1.2. Общая характеристика комплекса аналитических работ по

12 исследуемым углеводородным системам при контроле ГКМ за разработкой

1.3. Особенности лабораторных методов исследования жидких

21 углеводородов газоконденсатных систем применительно к Ямбургскому ГКМ

2. Оперативный анализ и прогнозирование добычи и состава углеводородного

29 конденсата на Ямбургском ГКМ

2.1. Оценка начальных, текущих и потенциальных ресурсов углеводородного

конденсата и его топливных фракций, оперативного анализа и прогнозирования

29 разработки залежей Ямбургского ГКМ на базе газодинамического

сеточного моделирования

2.2. Алгоритм метода оперативного контроля за текущим и прогнозным значениями потенциала С5+ в пластовом газе и содержание топливных фракций 37 в стабильном конденсате

2.3. Изменение состава конденсата в связи с ретроградными потерями

43 при разработке на истощение Ямбургского ГКМ

2.4. Обобщение результатов экспериментальных исследований по определению физико-химических свойств добываемого конденсата по объектам и 53 зонам эксплуатации Ямбургского ГКМ

3. Углеводородный конденсат сеноманской залежи Заполярного месторождения обоснование направлений решения технологических проблем 59 промысловой подготовки газа

3.1. Сравнительный анализ состава сеноманского газа и конденсата

60 месторождений Западной Сибири

3.2. Физико-химические характеристики сеноманского конденсата 64

Заполярного месторождения и их сопоставление с нефтью сеноманской залежи Русского месторождения

3.3. Прогноз изменения выхода и состава конденсата в процессе разработки залежи на истощение

3.4. Направление практического использования сеноманского конденсата 72

3.5. Эмульсия в системе: «BMP - сеноманский конденсат» и методы ее

76 устранения применительно к УКПГ-1С Заполярного месторождения

4. Экспериментальное исследование растворимости метанола в углеводородном

94 конденсате Ямбургского ГКМ

4.1. Анализ экспериментальных данных по растворимости метанола и воды

в углеводородных жидкостях

4.2. Экспериментальные исследования растворимости метанола в углеводородном конденсате Ямбургского ГКМ

4.3. Методика расчета растворимости метанола в углеводородных жидкостях 111

4.4. Метод устранения эмульсии BMP в валанжинском конденсате УКПГ-1В Ямбургского ГКМ

Основные выводы и результаты работы 119

Литература 121

Приложение 1. Экспериментальные исследования фракционного и

индивидуально-компонентного составов конденсата валанжинских залежей 136 Ямбургского и Заполярного месторождений

Приложение 2. ГКХ конденсата валанжинских залежей ЯГКМ по

147 эксплуатационным объектам и зонам УКПГ

Приложение 3. Состав сеноманского газа и конденсата, компонентов

155 стабилизации ВКМЭ на УКПГ-1С

Приложение 4. Компоненты стабилизации водоконденсатометанольной

164 эмульсии на УКПГ-1С ЗНГКМ

Приложение 5. Методика проведения экспериментальных исследований растворимости метанола в углеводородных жидкостях при различном диапазоне температур и концентра
Введение

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

НГО Нефтегазоносная область

УВС Углеводородное сырье

ГКМ Газоконденсатное месторождение

НГКМ Нефтегазоконденсатное месторождение

ЯГКМ Ямбургское газоконденсатное месторождение

ЗНГКМ Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение

ШФЛУ Широкая фракция легких углеводородов

BMP Водометанольный раствор

УКПГ Установка комплексной подготовки газа

УППГ Установка предварительной подготовки газа

НГП Нефтегазоносная провинция

УК Углеводородный конденсат

НТД Нормативно-техническая документация

ИД Имитированная дистилляция

ГКХ Газоконденсатная характеристика

ГВК Газоводяной контакт

ФЭС Фильтрационно-емкостные свойства

ЭО Эксплуатационный объект

ГКФ Газоконденсатный фактор

БФ Бензиновая фракция

ДФ Дизельная фракция

ДЭГ Диэтиленгликоль

ТЭГ Триэтиленгликоль

ЗПА Запорно - переключающая арматура

МГ Магистральный газопровод

НДЭГ Насыщенный диэтиленгликоль

РДЭГ Регенерированный диэтиленгликоль

УПМТ Установка производства моторных топлив

НТС Низкотемпературная сепарация

НТА Низкотемпературная абсорбция

ВКМЭ Водоконденсатометанольная эмульсия

ДИКТ Диафрагменный измеритель критического течения

ВВЕДЕНИЕ

Основным районом промышленной добычи газа и нефти в настоящее время остается Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Перспективы развития добычи газа и газового конденсата связаны с двумя крупными регионами Севера Тюменской области, а именно с газовыми, газоконденсатными и нефтегазоконденсатными месторождениями Надым-Пур-Тазовской и Гыданской НГО. Месторождения Надым-Пур-Тазовской НГО в настоящее время находятся в стадии развития, освоение газоконденсатных залежей на месторождениях полуострова Ямал предполагается начать с подготовленного к разработке Бованенковского месторождения с предполагаемым вводом его в эксплуатацию в 2009 году. После вывода на проектный уровень отбора газа предполагается начать освоение газоконденсатных залежей Харасавейского месторождения.

В настоящее время помимо разрабатываемых газоконденсатных залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях подготовлены к промышленному освоению залежи конденсатосодержащего газа на Уренгойском (ачимовская толща), Ен-Яхинском, Северо-Уренгойском, Восточно-Уренгойском, Ново-Уренгойском, Песцовом и Заполярном месторождениях. Данные месторождения рассматриваются в качестве основных вводимых объектов добычи конденсата на ближайшую перспективу в планах ОАО Газпром. Анализ состояния сырьевой базы подготовленных к разработке месторождений Надым-Пур-Тазовского региона позволяет планировать в перспективе (к 2005 году) доведение отбора стабильного конденсата до 8-10 млн.тонн/год, что в пересчёте на нестабильный составит 13-15 млн.тонн/год, максимальный уровень годовой добычи нестабильного конденсата по Ямальской НГО может быть доведен до 5 млн. тонн с поддержанием его на постоянном уровне в течение 25 лет.

Газоконденсатные месторождения Западной Сибири представляют собой многопластовые месторождения с большим разнообразием физико-химических и газоконденсатных характеристик. В пределах Западно - Сибирской платформы диапазон глубин залегания газоконденсатных залежей для юрского комплекса составляет от 1660 (Березовское месторождение) до 2500 м - (Северо - Васюганское); для мелового комплекса от 1500 (Харасавейское месторождение) до 3450 м (Уренгойское

месторождение). Пластовые давления и температура для юрских залежей равны соответственно 16,7 и 24,2 МПа, 59 и 80 °С; для меловых - 15,5 и бОМПа, 50 и 98 °С. Потенциальное содержание С5+ в пластовом газе находится в пределах 0,2 - 500 г/м3.

Большой вклад в развитие теории и практики разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений внесли следующие специалисты: Алиев З.С., Андреев О.П., Басниев К.С., Бекиров Т.М., Васильев Ю.Н., Гриценко А.И., Гужов Н.А., Долгушин Н.В., ЗакировСН., Зотов Г.А., Касперович А.Г., КлюсовВ.А., Коротаев Ю.П., Корчажкин Ю.М., Ланчаков Г.А., МасловВ.Н., Островская Т.Д., Перепеличенко В.Ф., Сулейманов Р.С., Сомов Б.Е., Степанов Н.Г., Тер-Саркисов P.M. и многие другие.

В настоящее время в результатах исследований УВС при подготовке газоконденсатных месторождений к разработке имеются серьезные проблемы. Зачастую количество скважин ограничено как по площади, так и по разрезу месторождения, при этом определяется ряд специфических показателей: коэффициенты усадки конденсата, выход С5+, и т.п., которые практически не дают никакой полезной информации для расчетов балансов установок промысловой подготовки и переработки. В результате этого заложенные в проекты разработки и обустройства месторождений составы УВС, а также рассчитанные по ним балансы установок промысловой обработки и переработки, как правило, весьма далеки от фактически достигаемых. Нередко по этой причине вскоре после пуска установок по подготовке и переработке УВС приходится проводить их реконструкцию. Иногда возникают нарушения работы схем транспорта и потребления УВС (например, с середины 80-х годов несколько лет лихорадило систему транспорта ШФЛУ из-за неправильно рассчитанных балансов ее производства на предприятиях Тюменской области). С точки зрения технико-экономической эффективности функционирования производства основополагающими являются работы по исследованию составов и свойств сырья и продукции, разработке технологии для проектирования, анализ состояния технологии и разработке решений по ее оптимизации и модернизации.

Обустройство, ввод в эксплуатацию и вывод на проектную производительность Заполярного месторождения, а также опыт эксплуатации Ямбургского месторождения свидетельствуют о необходимости решения ряда задач, связанных с разработкой

месторождений: создание расширенного детализированного комплекса исследований состава и свойств УВС и совершенствование технологических процессов подготовки скважинной продукции на разрабатываемых месторождениях

Поэтому дальнейшее совершенствование технологии подготовки газа и углеводородного конденсата к дальнему транспорту в условиях Крайнего Севера с недостаточно развитой инфраструктурой является актуальной задачей исследования. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1. Анализ применяемых методов определения фракционных и групповых составов углеводородных конденсатов. Адаптация методов газожидкостной хроматографии для исследования физико-химических свойств углеводородных конденсатов с целью определения их фракционного, группового и индивидуально-компонентного состава на стадии проектирования и разработки месторождения.

2. Разработка метода оперативного контроля характеристик углеводородного конденсата: потенциального содержания С5+ в пластовом газе, топливных фракций стабильного конденсата по объектам эксплуатации месторождения.

3. Исследование физико-химических свойств сеноманского конденсата Заполярного НГКМ с целью устранения осложнений в системах промысловой подготовки газа. Прогноз изменения объемов добычи и фракционного состава сеноманского конденсата в процессе разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ.

4. Исследование растворимости метанола в конденсате валанжинских залежей Ямбургского ГКМ. Разработка технологии сокращения расхода метанола при промысловой подготовке конденсата к дальнему транспорту.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

Разработан метод оперативного контроля потенциального содержания С5+ в пластовом газе, потенциального содержания топливных фракций в стабильном конденсате по объектам эксплуатации на примере Ямбургского ГКМ. Впервые определен индивидуальный компонентный состав сеноманского конденсата Заполярного НГКМ и дан прогноз изменения его выхода и состава в процессе разработки залежи на истощение. По результатам выполненных экспериментальных исследований впервые оценены условия образования и разрушения эмульсии BMP в

конденсатах различного углеводородного состава в диапазоне температур, характерных для промысловой подготовки углеводородного сырья. ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Метод оперативного контроля ресурсов углеводородного конденсата при разработке газоконденсатного месторождения на примере Ямбургского ГКМ.

2. Экспериментально установленные закономерности образования и разрушения эмульсии BMP и растворимости метанола в углеводородных конденсатах валанжинских и сеноманской залежей.

3. Технические решения по совершенствованию промысловой подготовки углеводородного конденсата к дальнему транспорту на Заполярном и Ямбургском месторождениях, позволяющие устранить эмульсию BMP в конденсате. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ РАБОТЫ

1. Разработанный метод контроля за характеристиками добываемого углеводородного конденсата позволяет оперативно и более достоверно оценивать потенциальное содержание Сз+ в пластовом газе и фракционный состав конденсата по объектам эксплуатации Ямбургского месторождения.

2. Предложена модификация технологической схемы УКПГ-1С Заполярного НГКМ, включающая блок деэмульсации углеводородного конденсата. Получены положительные результаты промышленных испытаний, свидетельствующие об улучшении качества углеводородного конденсата и устранении углеводородов из BMP, предназначенного для регенерации метанола.

3. Разработана технология использования сеноманского конденсата на Заполярном НГКМ в качестве депрессора товарного дизельного топлива, позволяющая улучшить его свойства при низких температурах.

4. Уточнен метод ВНИИГАЗа по расчету растворимости метанола в углеводородном конденсате.

5. Предложено технологическое решение, позволяющее устранить эмульсию BMP в валанжинском конденсате и тем самым сократить потери метанола при подготовке газоконденсатной смеси к транспорту на УКПГ-1В Ямбургского ГКМ.

1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ КОНДЕНСАТОВ

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Добыча природного газа из газоконденсатных месторождений России постоянно возрастает. При этом основные перспективы промышленной добычи углеводородного конденсата, как ценного стратегического сырья, связаны с ГКМ Западной Сибири.

Ниже, в краткой форме, приведены сведения о физико-химических особенностях углеводородных конденсатов месторождений Западной Сибири. Представлена, в обобщенном виде, характеристика применяемого в настоящее время комплекса аналитических работ по изучению углеводородных систем при подготовке к разработке и в процессе эксплуатации ГКМ на истощение. Отмечено, что действующие типовые комплексы и методики исследований углеводородного конденсата в настоящее время уже не удовлетворяют современным требованиям, в частности, они не позволяют в полном объеме отобразить реальной картины добычи углеводородного сырья в процессе разработки газоконденсатных залежей. Это касается не только динамики уменьшения добычи С5+, но и прогноза состава добываемых углеводородов, его изменений по зонам эксплуатации месторождения и эксплуатационным объектам. Обосновывается необходимость проведения более полного и более точного комплекса работ по исследованию газового конденсата на стадии подготовки проектов разработки и обустройства новых месторождений.

Проведенный анализ традиционных методов исследования фракционных составов углеводородного конденсата, которые по сути являются адаптированными типовыми методами анализа нефти и нефтепродуктов, и их сопоставление с требованиями международных стандартов показывает, что назрела необходимость совершенствования подходов к определению состава жидких углеводородов в российской нормативной документации применительно к газовым конденсатам.

10

1.1. Газоконденсатные месторождения Западной Сибири и перспективы их освоения

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (НГП) расположена в пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей, левобережья Красноярского края. Ее площадь 2,1 млн. км2, в том числе перспективных земель к поиску и разведке запасов углеводородного сырья 1,7 млн. км2. Западно-Сибирская платформа включает 10 НГО: Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Васюганскую, Пайдугинскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Ямальскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую [1]. На ее территории с начала геологоразведочных работ, открыто 626 месторождений. Из них 446 (что составляет 74% от всех месторождений Западно-Сибирской платформы) нефтяных, 52 (8 %) газовых, 39 (6 %) газоконденсатных, 69 (12 %) нефтегазоконденсатных. Потенциальные ресурсы Западно-Сибирской НГП на 1994 год составляют: конденсата - 5385,2 млн. тонн, газа - 97196,2 млрд. м3, нефти - 50803,7 млн. тонн [2]. Потенциальные ресурсы УВС Западной Сибири позволяют утверждать, что этот регион и в 21 веке останется основной нефтегазодобывающей провинцией России. Основные запасы газа и углеводородного конденсата (УК) Западной Сибири сконцентрированы в северных НГО (Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Южно-Ямальская, Гыданская). Потенциальное содержание конденсата в газе изменяется от 0,2 - 0,6 (Бованенковское месторождение) до 400 г/м3 (Песцовое месторождение) [3].

По данным И.И.Нестерова максимальная концентрация потенциальных запасов конденсата сосредоточена в северных НГО Западно-Сибирской провинции (Надым-Пурской и Пур-Тазовской). По мере уменьшения глубины залегания, т.е. по направлению к окраинам провинции (особенно западным, южным и юго-западным) концентрация запасов конденсата уменьшается в 15 - 30 раз [4].

Большинство конденсатов газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири относится к метановому или метано-нафтеновому типам. Исключение составляют сеноманские конденсаты Западной Сибири, они практически полностью состоят из нафтенов (их групповой и индивидуальный компонентный состав приведен в главе 3). Содержание аренов в конденсатах колеблется от 2 до 23%, нафтенов - от 21 до 67%, алканов от 37 до 56% [5].

11

В настоящее время на Севере Тюменской области можно выделить два крупных региона добычи газа и УК. Первый регион включает в себя газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО и находится в стадии развития; второй - месторождения полуостровов Ямал и Гыдан, освоение которых планируется за пределами 2009 - 2010 годов. Основные разведанные и перспективные ресурсы конденсатосодержащего газа сосредоточены на территориях предприятий Уренгойгазпром и Ямбурггаздобыча, а также в Ямальской НГО. Указанные территории будут определять основные уровни добычи конденсата в этом районе, как в настоящее время, так и в обозримой перспективе. Запасы конденсата на территориях предприятий Надымгазпром, Ноябрьскгаздобыча и ЗапСибгазпром незначительны и могут обеспечить только переработку сырья на местные нужды.

Сегодня в Надым-Пур-Тазовском районе Ямало-Ненецкого административного округа (ЯНАО) Тюменской области открыты и готовятся к освоению почти 200 газоконденсатных и газонефтеконденсатных, а также газонефтяных и нефтяных месторождений. Анализ состояния сырьевой базы подготовленных к разработке месторождений Надым-Пур-Тазовского региона позволяет планировать в перспективе (к 2011 году) доведение отбора стабильного конденсата до 8-10 млн. тонн/год, что в пересчёте на нестабильный конденсат составляет 13-15 млн. тонн/год. Помимо разрабатываемых газоконденсатных залежей на Уренгойском и Ямбургском месторождениях подготовлены к промышленному освоению залежи конденсатосодержащего газа на Уренгойском (ачимовская толща), Ен-Яхинском, Северо-Уренгойском, Восточно-Уренгойском, Ново-Уренгойском, Песцовом и Заполярном месторождениях. Данные месторождения рассматриваются в качестве основных вводимых объектов добычи конденсата на ближайшую перспективу в планах ОАО «Газпром» [6-8, 23, 37].

Исходя из разведанной сырьевой базы месторождений полуострова Ямал, максимальный уровень годовой добычи нестабильного конденсата по Ямальской НГО может быть доведен до 5 млн. тонн с постоянным уровнем объема добычи не менее 25 лет. Освоение газоконденсатных залежей на месторождениях полуострова Ямал планируется начать с подготовленного к разработке Бованенковского месторождения с предполагаемым вводом его в эксплуатацию в 2009 году. После вывода Бованенковского

12

месторождения на проектный уровень отбора газа начнется освоение газоконденсатных залежей Харасавейского месторождения.

Многие газоконденсатные залежи северных месторождений содержат попутную нефть. Разведанные и перспективные ресурсы нефти Надым-Пур-Тазовской, Гыданской и Ямальской НГО представляют собой как нефтяные оторочки в подгазовых зонах, так и чисто нефтяные залежи. Эти нефти, как правило, легкие и имеют сходство по фракционному и групповому составам с конденсатами этих районов. Данное обстоятельство позволяет проводить одновременное освоение газоконденсатных и нефтяных залежей. Добыча нефти в перспективных планах ОАО Газпром носит подчинённый характер и определяется очерёдностью ввода в разработку нефтегазоконденсатных месторождений и их добывных возможностей по нефти. Максимальный суммарный объём добычи нефти в Надым-Пур-Тазовском регионе может составить ~2,5 млн. тонн в ближайшие годы к 2007 - 2008 году и поддерживаться на этом уровне до 2015 года. На полуострове Ямал основные разведанные ресурсы нефти (76 %) сосредоточены в Новопортовском месторождении. Поэтому максимальные объёмы добычи нефти будут определяться добывными возможностями этого месторождения, и составят около 4,5 млн. тонн/год [23].

1.2. Общая характеристика комплекса аналитических работ по исследуемым углеводородным системам при контроле ГКМ за разработкой

Все действующие газоконденсатные месторождения Западной Сибири в настоящее время эксплуатируются на режиме истощения. Пластовое давление в них, как правило, несколько выше или равно давлению начала конденсации. При уменьшении пластового давления ниже давления начала конденсации снижается удельный выход, изменяются состав и свойства УК. В связи с этим существенное значение приобретают исследования первоначальных составов УК по зонам и объектам эксплуатации, а также его прогнозирование по мере разработки месторождения. Вопрос контроля состава добываемых флюидов, как одно из основных направлений в системе контроля за разработкой нефте- и газоконденсатных месторождений, уже поднимался ранее рядом авторов, в частности на месторождениях Астраханское, Карачаганагское, Оренбургское [58, 59].

13

Отсутствие достоверных данных по первоначальному составу продукции и его прогнозного изменения по мере истощения залежи может приводить не только к финансовым издержкам, но и ряду технологических осложнений в работе промысловых сооружений. Например, наличие твердых парафинов в конденсате дренируемой зоны УППГ-2В Ямбургского ГКМ привело к серьезным осложнениям в работе установок промысловой подготовки и транспорта газа. Содержание твердых парафинов в конденсате зоны УППГ-2В не было учтено проектом обустройства и разработки месторождения. Реализация схемы низкотемпературной абсорбции предусматривало подачу этого тяжелого конденсата в низкотемпературный абсорбер, что привело к выпадению парафинов. Хроматографическое исследование парафиновых отложений зоны УППГ-2В показало наличие в конденсате нормальных углеводородов до С3б, что соответствует нормальной температуре кипения 498 °С. Следует отметить, что существенная погрешность измерения содержания твердых парафинов и определения содержания во фракционном составе конденсата наиболее тяжелых фракций (выкипающих свыше 350 - 400°С) заложена в самих методиках определения физико-химических характеристик конденсата [55].

Важнейшей задачей при освоении ГК и НГК месторождений является улучшение планирования производственного комплекса. Необходимо обеспечить сбалансированность планов по добыче, подготовке и транспорту, переработке и потреблению углеводородного сырья. Количественная сторона этой проблемы определяется оптимизацией разработки месторождения в зависимости от загрузки промысловых установок подготовки газа к транспорту и оборудования перерабатывающих заводов, а качественная - требованиями, предъявляемыми к продукции, подаваемой в газо- и конденсатопроводы, и к готовой продукции после переработки [38].

Организация добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья осуществляется с помощью обширного производственного комплекса, создание которого требует больших капитальных вложений и продолжительного промежутка времени строительных работ. Особенно это актуально для гигантских по своим запасам углеводородного сырья месторождений севера Тюменской области.

14

В Тюменской области с 1985 года функционирует комплекс предприятий ОАО «Газпром» по добыче, подготовке, транспорту и переработке газового конденсата и нефти северных месторождений Тюменской области. В первоначальные задачи комплекса входили добыча газового конденсата и его деэтанизация на Уренгойском УПТК (управление подготовки конденсата к транспорту), стабилизация деэтанизированного конденсата и дальнейшая его переработка в Сургуте на СЗСК (Сургутский завод стабилизации конденсата), переработка ШФЛУ на нефтехимическом комплексе (НХК).

Сейчас в разработку введены нефтяные оторочки Уренгойского месторождения, газоконденсатные залежи Ямбургского месторождения, а также ряд газоконденсатных залежей независимых производителей газа (Юрхаровское ГКМ, Восточно- и Западно-Таркосалинское ГКМ и др.). В ближайшей перспективе панируется ввести газоконденсатные залежи ачимовских отложений Ново-Уренгойского месторождения. Их продукция существенно отличается по своему составу и свойствам от валанжинских газоконденсатных залежей, в результате усложнится структура добычи конденсата и измениться состав сырья и, как следствие, возникнет потребность периодической корректировки в направления развития этого комплекса.

Решение этих задач требует проведения обобщенного анализа технологических показателей системы добычи и переработки газового конденсата и нефти, прогнозирование и обоснование направлений ее оптимального развития. Это в свою очередь потребует решения ряда технологических задач по отдельным предприятиям. Для принятия адекватных решений по всему комплексу указанных проблем необходима достоверная исходная информация, современные средства ее сбора и обработки.

Таким образом большую значимость приобретает вопрос достоверного прогнозирования не только объемов добычи, но и компонентного, и фракционного состава конденсата по мере разработки месторождения уже на стадии проектирования разработки, что позволяет разработать рациональную схему переработки углеводородного сырья.

Аналитический контроль и специальные исследования добываемых углеводородных флюидов выполняются постоянно лабораториями добывающих предприятий в значительных объемах, тем не менее, достоверная, систематизированная и достаточно

15

полная информация по составу добываемых углеводородных флюидов, а также технологических потоков и продуктов установок подготовки и переработки практически отсутствует. Проблема, на наш взгляд, состоит в отсутствии единой, современной методической базы комплексных исследований углеводородного сырья. Результаты исследований обычно оформляются в виде актов или отчетов, без какой-либо увязки полученной информации в комплексе с технологическими режимами и балансами. В результате накопленная на предприятиях информация носит отрывочный и неполный характер. Зачастую на основе имеющейся информации расчеты балансов распределения компонентов и прогнозы выходов, составов и качества вырабатываемой продукции даже для одного предприятия сделать весьма затруднительно, а иногда и просто невозможно. Еще сложнее решать эти задачи для всего комплекса предприятий Тюменской области. При разработке схем транспорта и потребления углеводородного сырья неоднократно допускались существенные ошибки в расчетах балансов производства и потребления ШФЛУ в Тюменской области. Отклонения расчетных выходов ШФЛУ от фактических значений достигали 50 % и более, в результате чего возникали проблемы реализации ШФЛУ [23].

Действующие нормативные документы регламентируют проведение исследования углеводородных пластовых флюидов в следующих случаях:

• на стадии подготовки нефтяных и газоконденсатных месторождений к разработке [41-43];

• при разработке месторождений; [50, 51];

• при аналитическом контроле технологических процессов промысловой обработки и переработки установленном регламентом УКПГ и [44, 45];

• при контроле качества товарных продуктов [44,45];

• при постановке на производство новых видов продукции в соответствии с регламентом производства или нормативными документами на продукцию;

• при освоении новых технологий в соответствии с НТД на выпускаемую продукцию.

Наиболее полный комплекс исследований проводится на стадии подготовки месторождений к разработке и уточняется в процессе разработки месторождений в соответствии с [50, 51] в основе которых заложены нормативы [24, 25].

16

На стадии проектирования разработки и обустройства месторождений, для анализа и проектирования реконструкции уже действующих систем промысловой подготовки продукции, необходима объективная информация по свойствам и составам добываемых флюидов газоконденсатных месторождений.

Требования «Инструкции по исследованию скважин» [24] и «Руководства по исследованию скважин для газовых и газоконденсатных месторождений» [25] практически идентичны. Отличие заключается в том, что для газоконденсатных месторождений предусмотрено определение дополнительных показателей - это потери сырого и стабильного конденсата в пласте, данные об изменении потерь в процессе разработки, данные об изменении содержания конденсата в пластовом газе и конденсатоотдачи залежи. Эти характеристики, бесспорно, важны, но их определение недостаточно для решения всего комплекса задач, поставленных современными требованиями. Автор работы [38] утверждает, что основные положения действующей инструкции [24] справедливы только для месторождений с небольшим и средним содержанием конденсата в пластовом газе и недостаточны для изучения нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата, т.е. не соответствует современному уровню изучения газоконденсатной характеристики. Применительно к крупным газоконденсатным и нефтегазоконденсатным месторождениям Западной Сибири действующая инструкция [24] также не соответствует современным требованиям к ряду исследовательских работ и качеству исследований. Установленных показателей явно недостаточно для осуществления эффективного контроля за разработкой месторождений. Кроме того, некоторые параметры определяются с большими погрешностями из-за принятых допущений в методиках измерений.

Зачастую комплекс исследований при подготовке месторождений к разработке проводят геологоразведочные службы, которые далеки от проблем переработки УВС. При существующей практике проведения исследований продукции скважин в лабораториях геологоразведочных и промысловых служб основное внимание уделяется определению газоконденсатных характеристик и содержанию легких компонентов до пентанов включительно. Определяется ряд показателей: коэффициент усадки, выход конденсата, содержание компонентов Ci - С5 в газе сепарации, содержание С5+ в

17

пластовом газе. Указанных параметров явно недостаточно, чтобы достоверно прогнозировать реальную картину по структуре добываемого углеводородного сырья для разработки и обустройства месторождений. Действующие нормативные документы [24, 25] предусматривают исследования стабильного (дебутанизированного) конденсата для определения ряда физико-химических показателей. Среди них ряд стандартных методов находится на уровне 1967 года: плотность (ГОСТ 3900); фракционный состав (ГОСТ 2177); вязкость при различных температурах (ГОСТ 33); температура помутнения (ГОСТ 5066); температура застывания (ГОСТ 1583); содержание серы (ГОСТ 1771). Используются и нестандартные методы для определения молекулярной массы, показателя преломления, содержания смол, асфальтенов и твердых парафинов с указанием температуры плавления.

Фракционный состав жидкой части добываемых флюидов определяется отдельно для стабилизированного флюида, причем глубокие разгонки, как правило, не проводятся (обычно определяется содержание фракций, выкипающих до 350 °С). Информация по содержанию наиболее тяжелых фракций (выкипающих свыше 350 — 400 °С) является весьма важной для расчетов балансов переработки и показателей качества получаемой продукции, достоверного прогноза изменения составов добываемого флюида и выделяемого из него конденсата в динамике разработки залежей. Увязать полученные данные и получить по ним достоверный компонентно-фракционный состав добываемого флюида весьма проблематично, поскольку при стабилизации отобранного конденсата (перед его фракционной разгонкой) теряются легкие бензиновые фракции, в результате фракционный состав жидкой части искажается, и его «сращивание» с компонентным составом нестабильного конденсата является непредставительным. В результате такой практики составы добываемых флюидов, закладываемые в проекты разработки месторождений, получаются неполными и не вполне адекватными, что неоднократно подтверждалось при выполнении расчетов балансов переработки жидких углеводородов на действующих заводах (Уренгойском УПКТ и Сургутском ЗСК) и при технологических разработках [37].

Некоторые газоконденсатные лаборатории научно-исследовательских институтов и производственных организаций в настоящее время уже используют более широкие комплексы аналитических методов, но они не имеют единой методической базы и зачастую не сопоставимы. На текущий момент нет единой схемы и унифицированной

Список литературы