гами С (10,2 - 14,1%). Чи не вуглеводнева частина складається з сірководню (1,78 - 7,6%), двоокису вуглецю (4,96 - 7,69%) і азоту (0,44 - 0,89%). Сумарне з'єднання важких вуглеводнів С не перевищує 0,49% мовляв.
За товарними характеристиками конденсати і нафти родовища містять бензинові, гасові, дизельні, масляні фракції і залишки вище 450 С. Потенційні змісту фракцій наступні: бензинова (22,0% до 51,9% мас), легка гасова від 11,6 до 15,8% мас, дизельна від 3,6 до10, 6% мас, масляна від 12,7 до 20,5% мас, залишок вище 450 С (мазут) від 6,1 до 38,0 % мас. Балансові запаси газу 600 млрд. м 3 , конденсат 500 млн. т, нафти 200 млн. т.
Масивний характер поклади, її надзвичайно велика висота, витриманість літолого-фаціальні складу колектора, суттєва диференціація змісту конденсату, мінливість термобарических умов, наявність нафтової подушки дозволяють розглядати Карачаганакське родовище як еталонний об'єкт для вивчення фазового стану глубокопогруженние покладів. Дослідження проведене як на теоретичному, так і експериментальному рівні. Встановлено, що пластова суміш знаходиться в двох гомогенних фазах: газової і рідкої. Перехід з однієї фази в іншу здійснюється в результаті зміни головним чином критичної температури. p align="justify"> Різний методичний підхід до визначення параметрів фазового стану пластової суміші зумовив суперечливу оцінку ступеня насиченості системи. Ю.П. Коротаєв та ін на основі математичного моделювання фазового поведінки пластової суміші за рівнянням стану реальних газів в модифікації Пенга-Робінсона дійшли висновку, що пластова система Карачаганакского родовища істотно недонасищена рідкими УВ в газоносної його частини і газоподібними в нафтовій. Пластовий тиск по всій висоті поклади вище тиску початку конденсації і насичення на 20 - 30 МПа і, отже, ступінь насиченості системи становить 55-60%. p align="justify"> Експериментальні дані, отримані на різних установках - В«РаскаВ», модернізована АСМ-600 В«Альстом-АтлантикВ» (ВНИИГАЗа, НВ НІІГГ. КазНІГРІ, ПО НВ НІІГГ), говорять про ще більшої близькості тиску початку конденсації до пластовому при насиченості газоконденсатной системи на 76-98% Можливо, дефіцит насичення обумовлений технологічними причинами при дослідженні свердловин, зокрема створюваними депресіями на пласт, при яких частина конденсату в ньому може випадати. Разом з тим диференціація C 5 + вищ. по висоті поклади і гранична насиченість нафтової системи не виключають зростання насиченості пластового газу в бік підошовної частини.
Ізотерми Карачаганакского родовища мають круту форму. Тиск початку конденсації змінюється від 45,5 до 57 МПа, а пластовий від 51,2 до 58,4 МПа, тиск максимальної конденсації зростає від 18 до 23 МПа в напрямку від Ніжнепермскіе до кам'яновугільної частини розрізу. Слід зазначити, що при зростанні потенційного змісту конденсату по висоті поклади істотно збільшується кількість випадає рідини в ретроградної області, в зоні максимальної конденсації. p align="justify"> У кам'яновугільному об'єкті ділянка ізотерми від тиску початку конденсації до тиску максимальної конденсації близький до вертикалі, що свідчить про наближення до критичної точки. Отже, при невеликому зниженні тиску в пласті буде випадати значна кількість конденсату, що призведе до різкого зменшення частки стабільного конденсату в виносяться газі (див. рис. 2.6 крива 5). Характерно також і те, що по стабільному конденсату зона прямого випаровування практично не фіксується (див. рис. 2.6 крива 4). Коефіцієнти конденсатоотдачи при експлуатації поклади на режимі виснаження складуть 0,31-0,42 для ніжнепермского об'єкта і 0,26-0,29 для кам'яновугільного. p align="justify"> Для підвищення конденсатоотдачи необхідна реалізація сайклінг-процесу, особливо на кам'яновугільному об'єкті. За розрахунковими даними, коефіцієнт вилучення конденсату можна підвищити до 0,75 - 0,85. На основі аналізу низки варіантів для підвищення конденсатоотдачи деякі дослідники пропонують починати розробку на режимі природної енергії пласта до досягнення поточного пластового тиску 40 МПа і одночасно створювати оторочку з широких фракцій легких УВ. Потім застосувати частковий сайклінг-процес з поверненням в пласт 50% сухого газу для проштовхування облямівки і вимивання конденсату, що випав у пласті. Доразработки здійснювати на режимі виснаження. Ці заходи дозволять отримати також високу кінцеву конденсатоотдачи (приблизно 0,7). br/>
Основні результати дослідження нафти КНГКМ
Параметрыскважины6143329Интервал перфорації, м 5034-50625068-51005120-51555164-5204 Пластовий тиск, МПа5858, 258,258,6 Пластова температура , В° С84858789Давленіе насичення, МПа57, 958,257,8558,57 Газосодер...
