Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Постановка задачи. анализ существующих методов решения задачи
1.1. Анализ методов прогнозирования компонентных составов и объемных свойств фаз 12
1.1.1 Уравнения состояния Соава и Пенга-Робинсона 18
1.1.2. Метода Гофмана-Крампа в модификации Шилова В.И 24
1.2. Анализ методов прогнозирования транспортных свойств природных углеводородных смесей 29
1.2.1. Элементы теории аспекты вязкости газов и углеводородных жидкостей 32
1.2.2. Вязкость смесей и растворов 33
1.2.3. Влияние температуры на вязкость 40
1.2.4. Влияние давления на вязкость 46
1.3. Методы определения вязкости, основанные на использовании принципа соответственных состояний для смесей 49
1.3.1. Метод Лоренца-Брея-Кларка (LBC-метод) 53
1.3.2. Метод Старлинга-Эллингтона 55
1.4. Вязкость пластовых газонасыщенных нефтей 56
1.5. Вязкость водонефтяных систем 64
1.6. Заключение к главе 1 72
ГЛАВА 2. Методы и аппаратура, использованные при экспериментальном исследовании пластовой нефти и приготовлении физической модели пластовой нефти 75
2.1. Общий объём и представление результатов исследований пластовых нефтей 75
2.2. Приготовление физической модели пластовой нефти. Назначение и область применения. Метод измерения 77
2.3. Приборы и аппаратура для исследования пластовых нефтей и приготовления физической модели пластовой нефти 79
2.3.1. Безртутная аппаратура для исследования пластовых флюидов PVT-SystemRUSKA2370 79
2.3.2. Капиллярный вискозиметр RUSKA 85
2.3.3. Плотномер ДМА-512Р 94
2.4. Реологические свойства водонефтяных эмульсий 102
2.5. Заключение к главе 2 103
ГЛАВА 3. Разработка методов расчета составов и свойств пластовых углеводородных систем. Создание и реализация универсальных алгоритмоврешенил задач, возникающих в процессе добычи и подготовки продукции скважин 104
3.1. Методы решения задач термодинамического равновесия УВ при термобарических условиях, характерных для нефтедобычи 104
3.1.1. Рациональный минимум исходных данных 108
3.1.2. База индивидуальных веществ, входящих в состав УВ систем. 110
3.1.3. Файловая структура базы экспериментальных данных 113
3.2. Расчёт и обоснование параметров компонентов нефти. Применяемые модели состава «остатка» и их влияние на значения свойства системы при различных термобарических условиях... 113
3.2.1. Расчёт фазового равновесия компонентов смеси в замкнутом объёме системы с заданными Р, Т 117
3.2.2. Определение фазовой плотности 128
3.2.3. Определение фазовой вязкости 135
3.3. Основные положения расчёта моделей вязкости пластовой нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов 142
Моделирование процессов разгазирования в пласте, в стволе скважин и при промысловой сепарации нефти, газа и воды 148
Заключение 152
Библиографический список использованной литературы 154
Приложение 164
- Анализ методов прогнозирования транспортных свойств природных углеводородных смесей
- Методы определения вязкости, основанные на использовании принципа соответственных состояний для смесей
- Безртутная аппаратура для исследования пластовых флюидов PVT-SystemRUSKA2370
- Расчёт фазового равновесия компонентов смеси в замкнутом объёме системы с заданными Р, Т
Введение к работе
Актуальность темы. При решении задач определения фазовых превращений многокомпонентных систем в условиях пласта или при подъеме продукции скважин на поверхность в большом числе публикаций предполагается постоянство компонентных составов фаз (нефти и газа). Изменение свойств фаз связывают с изменением термобарических условий. Подобный подход обоснован для расчетов только в области, находящийся выше точки насыщения системы (однофазная область). При достижении условий фазовых переходов компонентов смеси происходят непрерывные изменения соотношений и составов фаз, имеющие две составляющие:
а) изменения, связанные с фазовыми переходами вследствие измене
ния давления и температуры;
б) изменения, обусловленные различиями в скорости движения газо
вой и жидкой (нефтяной и водной) фаз, что приводит к изменению общего
состава термодинамической системы.
Поскольку реальные процессы при подъёме флюида на поверхность достаточно сложны, необходимо разработать алгоритм, учитывающий влияние как термобарических условий, так и вариаций компонентного состава, определяющих объёмные (плотность, сжимаемость) и транспортные (вязкость) свойства фаз.
Для определения характеристик пластового флюида по исследуемому объекту (пласту) требуется проведение большого числа определений при изучении представительных выборок образцов. Трудоемкость эмпирических методов определяет актуальность применения математического моделирования, основанного на рациональном минимуме экспериментальных данных и знании объективных закономерностей изменения основных характеристик нефтегазовой смеси в процессе разработки месторождений.
За последние годы в развитии методов расчёта свойств нефтегазовых смесей выделяются три основных направления: первое - использующее эмпирические корреляции; второе - основанное на применении объектив-
ных закономерностей строения и свойств на базе теоретических физико-химических и термодинамических предпосылок; третье - являющееся комбинацией этих двух направлений. Наиболее успешными с точки зрения решения практических задач на сегодняшний день являются разработки датско-норвежского консорциума «Calsep», компаний Schlumberger, DBR и т.д. Однако создаваемые ими математические модели далеки от совершенства, особенно в прикладных расчётах вязкости нефтегазовых и водонеф-тяных смесей.
Для моделирования потоковых (фильтрационных) экспериментов в лабораторной практике используют модели пластовых флюидов. Остается актуальной задача создания пластовых имитатов, стабильных при нормальных условиях и соответствующих по своим объёмно-вязкостным характеристикам реальной нефти при пластовых термобарических условиях.
Цель работы - разработка методов прогнозирования физико-химических свойств пластовых систем в процессах добычи, сбора, подготовки, транспорта продукции скважин на основании закономерностей, выявленных в ходе лабораторных экспериментов с реальными углеводородными смесями и их физическими моделями; создание и реализация универсальных алгоритмов для оценки изменения объёмно-вязкостных характеристик нефте-водо-газовых смесей.
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. Экспериментально установлены зависимости фазового состояния углеводородных систем от давления и температуры (Р, Т). Поставлена и решена с помощью сеточной функции двух целочисленных аргументов f(i,j) задача определения в каждом узле сетки на плоскости изменения термобарических условий (W={\Vij=(pi, Tj)};
i=0,l,2...N, ро=Рк, Рн=Рпл, Рі<Рі+ь j=0,l,2...M, т0=Тк, тм=Тпл, т;<т|+]) соотношения, компонентного состава и свойств жидкой и газовой фаз (плотность и вязкость). В зависимости от внешних условий и способа отвода сопутствующей фазы (газа - в случае нефтяных систем, жидкости - в
случае газоконденсатных систем) установлена область существования и критерии нахождения истинной функции состояния системы при заданных
Pi.Tj.
2. Разработан модифицированный алгоритм расчёта фазового пове
дения многокомпонентной углеводородной смеси, позволяющий прогно
зировать фазовое равновесие, плотность фаз, и основанный на альтерна
тивных моделях: уравнения состояния Пенга-Робинсона в классической
форме и метода Гофмана-Крампа-Шилова. С использованием:
2.1. аппроксимации полного состава компонентов нефти путём варь
ирования набором функций распределения CN=f(N), где С - концентрация,
N - число углеродных атомов компонента неделимого остатка:
логарифмическая модель:
модель Лоренца-Брэя-Кларка:
- модель нормального (гауссова) распределения углеводородных
компонентов по нормальным температурам кипения (модель Эйгенсона).
2.2. выбора эффективных параметров, входящих в расчётные модели
для компонентов неделимого нефтяного «остатка», до выполнения условия
сходимости измеренных значений свойств системы (давление насыщения
нефти газом, плотность, вязкость и т.д.) и рассчитанных на основании ха
рактеристик её отдельных компонентов.
Разработан алгоритм расчёта динамической вязкости жидкой углеводородной фазы в диапазоне температур от 273 до 473 К и давлений до 50 МПа, основанный на понятии «кажущейся» вязкости жидкой фазы (аддитивной относительно вязкостей отдельных компонентов) и введении специальных эмпирических констант.
Разработан метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий в зависимости от температуры и обводненности с учетом эффекта инверсии фаз.
Практическая значимость. Создана и реализована сеточная модель фазового состояния пластовых флюидов и свойств фаз в узлах сетки по РІ5
Tj и поддержана законченной версией программного продукта.
Разработанный расчётный метод определения динамической вязкости и объёмно-фазовых характеристик физических моделей нефти использован при проведении экспериментов по вытеснению нефти водой и модифицированными агентами для месторождений Западной Сибири. Результаты расчётного моделирования имеют точность, сопоставимую с результатами экспериментального определения характеристик нефтегазовых систем, что позволяет кратно уменьшить количество трудоёмких экспериментов с использованием аппаратуры высокого давления.
Расчётные модели использованы в проектах разработки и обустройства ряда нефтяных месторождений Сургутского района Западной Сибири, составленных институтом СургутНИПИнефть в период с 2000 по 2006 г.
Достоверность. Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в комплексном отделе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации аналитического центра выдан Госстандартом России 05.08.2005 г., зарегистрирован в Государственном реестре под № РОСС RU.0001.512246).
Полученные результаты подтверждается сопоставлением расчетных данных с результатами экспериментальных исследований, проведённых с использованием сертифицированных методик на поверенном оборудование.
На защиту выносятся:
1. Метод расчета и расчетные зависимости физико-химических свойств (плотности и вязкости фаз) природных углеводородных систем на основании компонентного состава фаз с использованием модифицированной модели фазового поведения.
Методика расчета состава и приготовления физических имитатов пластовой нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов.
Модель прогнозирования фазовых превращений пластовой смеси, вызванных изменением термобарических условий в стволе скважины, включающая прогнозирование распределения соотношений и объёмно-вязкостных характеристик фаз по глубине.
Метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий при изменении их обводненности с учетом эффекта инверсии фаз.
Анализ методов прогнозирования транспортных свойств природных углеводородных смесей
Ai,Bi - коэффициенты для экстраполяции в область N-компонента, получаемые в ходе дистилляции нефти в доступных для проведения эксперимента температурных пределах и при определении молекулярной массы остатка. В работе [8] предложено аппроксимировать распределение углеводородного состава согласно нормальному закону относительно нормальных температур кипения УВ. Такого рода зависимости обладают тем преимуществом, что позволяют определять концентрации псевдокомпонентов, расценивая число углеводородных атомов как переменную непрерывной функции. Это позволяет варьировать составом и числом таких псевдокомпонентов до выполнения условий схождения аддитивных свойств индивидуальных компонентов неделимого остатка (условие нормировки, молярная масса, плотность), значение которых в основном известны из лабораторных экспериментов.
Кроме того, существует ряд сложностей для наиболее летучих углеводородных компонентов (метан, этан). Учет влияния состава смеси на константы равновесия наиболее легких углеводородов в методах, основанных на уравнении состояния, проводится с помощью коэффициентов бинарного взаимодействия [9]. В эмпирических методах такой учет слабо развит и в основном сводится к использованию различного вида номограмм [10] или дополнительных уравнений растворимости газа в жидких растворах под давлением [11]. В ряде работ, описывающих константы равновесия интерполяционными полиномами [12] или приближенными аналитическими зависимостями [13, 14], влияние состава вообще не учитывается.
В фундаментальных работах [15, 16,17] обобщен мировой опыт создания аналитических методов прогнозирования физико-химических свойств индивидуальных углеводородов и их смесей. Для целей нефтехимии и нефтепереработки созданы автоматизированные системы расчета теплофизиче-ских свойств углеводородов (включая нефти и нефтяные фракции) [18, 19]. Расчетным методам подготовки исходных данных для проектирования разработки и обустройства нефтяных месторождений уделено значительное внимание в работах [20, 21, 22].
Если рассматривать существующие расчетные методы с точки зрения положенных в их основу принципов, то можно выделить два основных направления.
Первое направление исходит из того, что неизвестное свойство пластовой углеводородной смеси можно определить по известному составу с помощью уравнения состояния того или иного вида, выведенного, как правило, из известного уравнения Ван-дер-Ваальса. В последние годы детально разработаны в нефтяной и газовой промышленности два уравнения. Одно было выведено Редлихом и Квонгом (1949 г) и далее многократно модифицировалось различными авторами. Самой распространённой модификацией, использующейся в нефтяной промышленности, является модификация Соава [3].
Другое, установленное Пенгом и Робинсоном (1976 г), также получило широкое признание исследователей [4, 23]. Поскольку уравнения Соава и Пенга-Робинсона использовались автором при создании термодинамической модели нефтегазовой смеси, в разделе 1.1.1. дано их краткое описание.
Второе направление основано на том, что свойство пластовой газонасыщенной смеси ставится в зависимость от эмпирически устанавливаемых параметров разгазированной нефти и нефтяного газа в стандартных условиях (температура 20С, давление 0,101 МПа).
Часть методов является комбинацией этих двух направлений и использует как теоретические предпосылки, так и эмпирические корреляции (метод Стендинга-Каца, Алании-Кеннеди для определения плотности нефти [13], метод Литтла-Кеннеди для расчета вязкости нефти [24] и т.д.).
Рассмотрим основные достижения в разработке и применении расчетных методов определения свойств пластовых нефтей.
Со времени появления уравнения Ван-дер-Ваальса в 1873 году, многие авторы предлагали различные полуэмпирические соотношения, в основном описывающие фазовое поведение конкретных рабочих систем. Одной из наиболее удачных модификаций уравнения состояния является уравнение Редлиха-Квонга, опубликованное авторами в 1949 году и претерпевшее впоследствии ряд усовершенствований: Редлих и Данлоп (1963 г), Чью и Праузниц (1967 г), Вилсон (1969 г), Жидкович и Йофф (1970 г) и др.
Ряд исследований были направлены на то, чтобы предложить корреляционные зависимости для улучшения параметров чистых веществ, которые являются базовыми при расчётах по уравнению состояния; другие же своей целью ставили подбор соответственных коэффициентов уравнения состояния, добиваясь наибольшего согласия экспериментальных и расчётных данных парожидкостного равновесия. Одна из наиболее ранних модификаций уравнения Редлиха-Квонга, предложенная в 1972 году Соавом, нашла широкое применение для расчётов фазового поведения нефтяных систем и приобрела популярность вследствие упрощения расчётных процедур по сравнению с применяемым ранее уравнением Бенедикта-Вебба-Рубина.
Методы определения вязкости, основанные на использовании принципа соответственных состояний для смесей
Если силу сдвига приложить к любой части ограниченной жидкости (газа) то жидкость будет перемещаться и в ней возникнет градиент скорости, максимум которой будет приходиться на точку приложения силы. Вязкость среды определяется как отношение силы сдвига на единицу площади в любой точке к градиенту скорости. Таким образом, вязкость является мерой сил внутреннего трения жидкости, которые стремятся оказать противодействие любому динамическому изменению в движении жидкости, т. е. если трение между слоями жидкости мало (низкая вязкость), то приложенная сила сдвига будет приводить к большому градиенту скорости. С увеличением вязкости каждый слой жидкости оказывает на соседний слой большее тормозящее воздействие, обусловленное трением, и градиент скорости уменьшается.
Необходимо отметить, что вязкость отличается в одном важном отношении, а именно: вязкость является динамическим неравновесным свойством в макромасштабе. Плотность же, например, - это статическое равновесное свойство. В микромасштабе оба эти свойства отражают влияние движений и взаимодействия молекул. Хотя обычно вязкость называют неравновесным свойством, она является функцией состояния жидкости, как и температура, давление, объем, и может быть использована для определения состояния вещества.
В газообразном состоянии вещество находится под действием силы сдвига, которая приводит к некоторому объемному движению. В результате столкновения молекул происходит взаимный обмен количеством движения и эта скорость объемного движения (или количество движения) распределяется по всей массе вещества. Вблизи источника приложения силы вектор объемной скорости большой, но при удалении от этого источника молекулы «замедляются» (в направлении объемного потока), заставляя другие зоны среды тоже двигаться в направлении потока. Этот беспорядочный взаимный обмен количеством движения молекул является главной причиной возникновения вязкости газа.
В рамках элементарной кинетической теории рассматривается наиболее простая модель газа, с помощью которой можно показать общую связь между вязкостью, температурой, давлением и размером молекулы. Вязкости жидкостей значительно отличаются от вязкостей газов, т. е. они много больше по величине и резко уменьшаются с повышением температуры. Вязкость газа при низком давлении обусловлена главным образом передачей количества движения в результате отдельных столкновений молекул, движущихся беспорядочно между слоями с различными скоростями. Аналогичная передача количества движения может также существовать в жидкостях, хотя обычно она мало заметна из-за влияния полей сил взаимодействия между плотно упакованными молекулами. Плотности жидкостей такие, что среднее межмолекулярное расстояние не очень значительно отличается от эффективного диапазона действия таких силовых полей.
В общих чертах распространенные теории вязкости жидкости могут быть подразделены несколько условно на те, которые основаны на «газообразной» жидкости, и те, которые основаны на «кристаллической» жидкости. В первых из них жидкость рассматривается как имеющая ближнюю и дальнюю разупорядоченность.
В теориях второго типа принимается, что жидкость имеет регулярную структуру, причем передача количества движения происходит от молекул, колеблющихся внутри структуры решетки или перемещающихся в близко расположенные «дырки», либо в результате обоих этих явлений. Выбранные кристаллические решетки имеют самые разнообразные формы от кубических и до напоминающих параллельные туннели. В одной широко известной теории движение от местоположения в решетке к «дырке» рассматривается аналогично активированной химической реакции.
Ни одна теория не приводит к простой зависимости, которая позволила бы рассчитать вязкость жидкости, и приходится использовать эмпирические расчетные методы. Эти методы не противоречат теории: они только позволяют аппроксимировать эмпирически некоторые неизвестные или (не поддающиеся расчету) теоретические константы по структурным характеристикам или по другим физическим свойствам. Вязкость зависит от состава и структуры жидкости, а также от температуры и давления. Чтобы учесть влияние состава, необходимо выбрать общую температуру для сравнения жидкостей. Вследствие разнообразного температурного интервала их существования и различной зависимости вязкости жидкостей от температуры найти такую температуру для всех жидкостей невозможно и затруднительно даже у близких по составу систем.
Однако измерения вязкости при этих температурах далеко не всегда возможны, поэтому удобнее выбрать температуры, соответствующие равным долям этих температур (например, 1/2 или /3 критической температуры). Они называются соответственными температурами [28, 29].
Максимум вязкости раствора часто отмечается, когда один из компонентов совсем полярен или когда может существовать некоторая свободная ассоциация веществ, составляющих смесь. Большинство других функций «вязкость раствора - состав», проявляющих максимальный или минимальный характер, также может быть объяснено на основе свойств рассматриваемых конкретных веществ. Однако общей теории, которая позволила бы априори получить хорошие результаты, не существует.
Безртутная аппаратура для исследования пластовых флюидов PVT-SystemRUSKA2370
Полная реологическая кривая такой структурированной системы рис. 1.4 характеризуется более резким изменением эффективной вязкости между двумя крайними состояниями водонефтяной эмульсии: с неразрушенной структурой (небольшие скорости течения водонефтяной эмульсии, при которых реологические свойства эмульсий подобны свойствам твердообразных тел) с полностью разрушенной структурой (большие скорости течения водонефтяных эмульсий, при которых эмульсии проявляют свойства, характерные для ньютоновских жидкостей). Анализ полной реологической кривой водонефтяной эмульсии в координатах: «эффективная вязкость - тангенциальное напряжение сдвига» показывает наличие четырех характерных участков [80]: первый - область, характерная для малых напряжений сдвига с упругим последействием, высокое значение эффективной вязкости связано с перетеканием дисперсионной среды из уменьшающихся в размере (из-за деформации) ячеек в соседние через узкие зазоры и со скольжением капель относительно друг друга; второй - область вязкопластичного течения с почти неразрушенной структурой (ползучесть по Шведову), сдвиг возникает за счет тепловых флуктуационных процессов разрушения и последующего восстановления коагуляционных контактов в среднем число коагуляционных контактов остается постоянным во времени и близким к максимальному, направленность разрушения и восстановления контактов определяется приложенным извне напряжением, то есть наблюдается медленный макроскопический сдвиг; третий - область энергичного разрушения структуры (вязкопласти-ческое течение по модели Бингама с относительно большим предельным напряжением сдвига Т Б (характеристика прочности водонефтяной эмульсии «на сдвиг») и невысокой дифференциальной бингамовской вязкостью
МБ четвертый - область полностью разрушенной структуры с постоянной наименьшей эффективной вязкостью водонефтяной эмульсии, однако большей, чем следует из оценки по формуле А.Эйнштейна (1.161), то есть к 2,5 из-за эффекта взаимодействия частиц.
Эффект инверсии фаз, характерный для водонефтяных эмульсий, является решающим фактором, который определяет эффективную вязкость водонефтяной эмульсии. Теоретические исследования, повсеместно подтверждаемые экспериментальными и промысловыми данными, показывают, что основной вклад в эффективную вязкость водонефтяных эмульсий вносит изменение вязкости дисперсионной среды в результате инверсии фаз при увеличении обводненности.
Обратные водонефтяные эмульсии с ростом обводненности как типичные дисперсные системы увеличивают эффективную вязкость до области обводненности, вызывающей инверсию фаз, (рис. 1.5).
Одной из основных проблем создания универсальных и достаточно надежных методов прогнозирования свойств пластовой нефти является её многокомпонентность. Попытки решить эту проблему с помощью инструментальных методов повышения степени идентификации компонентов продемонстрировали свою несостоятельность. Необходим поиск закономерностей распределения компонентов нефти и изменения их индивидуальных свойств, которые позволят снизить погрешности определения аддитивного свойства системы за счёт уменьшения вклада погрешностей в определении свойств отдельных составляющих. Как показал проведенный анализ, методы, основанные на молекулярной теории, мало, применимы для оценки физико-химических свойств пластовых газонефтяных систем.
Для расчёта фазового состояния нефтегазовых систем существуют достаточно обоснованные с точки зрения парожидкостного равновесия методы, способные с высокой точностью прогнозировать процессы, происходящие в пластовых условиях и при движение жидкости в нефтепромысловом оборудование. В частности, для прогнозирования фазового соотношения и составов фаз методы, описанные в п.п.1.1 - 1.2, дают приемлемые результаты. Точность методов определяется способом аппроксимации состава нефтегазовой смеси. Оптимальные варианты представления компонентного состава, использованные автором, приведены в Главе 3.
В качестве метода расчётного определения давления насыщения нефти газом для систем с низким газосодержанием (до 100 - 150 м3/т) хорошие результаты демонстрирует метода Гофмана-Крампа в модификации Шилова В.И. (п. 1.1.2.). Для более газонасыщенных систем хорошие результаты даёт уравнение состояния Пенга-Робинсона (п.1.1.1.).
Для прогнозирования PVT-соотношений в области, близкой к пластовым условиям Западной Сибири (Р=20 - 25МПа, t=60 - 90С), хорошую сходимость с экспериментальными результатами в сочетании с простотой расчётных процедур обеспечивает выражение (1.54). Однако для оценки сжимаемости фаз лучше использовать классические уравнения состояния (п.1.1), т.к. формула (1.54) характеризуется постоянством первой производной по давлению, что на самом деле не реализуется.
В качестве методов, применяемых для оценки вязкости газов при термобарических условиях, характерных для нефтяных и газовых залежей, методы Лоренца-Брея-Кларка (п.1.3.1) и Старлинга-Эллингтона (п. 1.3.2) показывают достаточно хорошее согласование расчётных и экспериментальных данных. При этом последний из двух рассмотренных методов обладает значительно упрощённой процедурой расчёта.
Попытки сделанные авторами работы [69], при использовании для применения методов, основанных на уравнении соответствия состояний (п. 1.3) и модификации модели Лоренца-Брея-Кларка (п.1.3.1) для прогнозирования вязкости жидкой нефтяной фазы не выдерживают критики. Даже при использовании «настроек» моделей с учётом имеющихся экспериментальных данных, для нефтей погрешности достигают 200 - 300%, при несоблюдении объективных закономерностей изменения вязкости жидкости в случае варьирования состава и термобарических условий. Более удовлетворительные результаты получены для газовых конденсатов и очень лёгких (р 800 кг/м3) нефтей.
Расчёт фазового равновесия компонентов смеси в замкнутом объёме системы с заданными Р, Т
Свойства пластовых флюидов определяются в зависимости от давления и температуры для того, чтобы оценить оптимальную динамику добычи и эффективно разрабатывать пласт. Особую важность представляет фазовое поведение флюидов в пластовых условиях и при различных значениях давления и температуры, имеющих место в процессе извлечения, подготовки и транспортировки продукции скважин. Стандартные исследования пластовых флюидов включают в себя измерение объемных характеристик, давления насыщения, анализ состава, определение вязкости и других свойств, которые легко измерить. Обычно общий комплекс этих параметров принято называть PVT - характеристиками. Инженеры проектировщики используют PVT - характеристики вместе с описанием пористой среды и гидродинамическими показателями при составлении технологических схем разработки. На основании расчетов определяют начальные запасы углеводородов в пласте, будущую динамику работы залежи, оптимальную схему добычи углеводородного сырья и конечную нефтеотдачу пласта.
Объектом исследования является образец пластовой нефти - глубинная проба. Если глубинные пробы отобрать невозможно, допускается исследование рекомбинированных проб, составленных из поверхностных образцов нефти и газа. Для приготовления физической модели пластовой нефти использовался безртутный аппарат PVT-System RUSKA-2370 и ком пьютерная программа автоматизированной обработки данных измерений PVT TECH. Для измерения вязкости пластовой нефти применялся капиллярный вискозиметр с комплектом сменных капилляров различного сечения, для определения плотности использовался плотномер Anton PAAR DMA-512/mPDS2000.
При лабораторных исследованиях моделировались пластовые термобарические условия и иные значения температур и давлений, обусловленные конкретными условиями эксплуатации рассматриваемого объекта (пласта).
Для разведочных скважин исследования PVT - соотношений, контактное (стандартное) разгазирование и определение вязкости проводились при пластовой температуре, при 20С и при промежуточной температуре.
Давление насыщения - давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нефти появляются первые признаки свободного газа. Метод определения - объемный, основанный на резком увеличении объема системы в момент появления газовой фазы. Пластовая нефть может быть либо полностью насыщена газом, и тогда давление насыщения равно пластовому, либо недонасыщена. В этом случае давление насыщения ниже пластового давления. Разрыв между давлением насыщения и пластовым давлением колеблется от нескольких атмосфер до нескольких сотен атмосфер. Газосодержание - количество углеводородов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных и отнесенных к единице объема или массы сепарированной нефти. Определяется в процессе дегазации глубинных проб. Величина газосодержания для разных нефтей различна и колеблется от единиц до сотен кубических метров на кубический метр нефти. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти - количественная характеристика объемной упругости пластовой нефти, представляющая отношение относительного изменения объема пластовой нефти при ее изотермическом сжатии (расширении) к приращению давления. Метод определения - объемный. Имеет значение для области давления выше давления насыщения. Объемный коэффициент пластовой нефти - параметр, характеризующий уменьшение объема пластовой нефти при изменении условий от пластовых до 20 С и атмосферного давления. Зависит от условий сепарации (не является константой), всегда больше единицы. Определяется по результатам однократного разгазирования и при дифференциальной дегазации глубинных проб. Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, температуры и давления, всегда ниже плотности сепарированной нефти, для большинства месторождений Западной Сибири колеблется от 0.7 до 0.9 г/см3. Вязкость пластовой нефти - это сопротивление, оказываемое флюидом деформированию или движению; зависит от состава нефти, температуры и давления, изменяется 0.2 до 200 сП. Допустимые расхождения между значениями измеренных параметров (по ОСТ 153-39.2-048-2003) приведены в табл. 2.2. Для проведения точных объемометрических измерений и изучения фазового состояния флюида, а также для приготовления физической модели пластовой нефти, использовался безртутный аппарат RUSKA 2370 и компьютерная программа автоматизированной обработки данных измерений PVT TECH. Для измерения вязкости пластовой нефти применялся капиллярный вискозиметр с комплектом сменных капилляров различного сечения. На основании результатов исследования экспериментально определяются следующие характеристики пластовой нефти: давление насыщения, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность и вязкость пластовой нефти, объемный коэффициент и усадка, растворимость газа в нефти. Диапазон измеряемого давления: 0,1- 68,9 МПа; диапазон измеряемых температур 0 - 200С. Аппарат RUSKA-2370 состоит из двух ячеек высокого давления, соединенных трубкой малого диаметра. Объем первичной ячейки, оснащенной сапфировым наблюдательным «глазком» - 400 см , объем вторичной ячейки - 600 см3. Фазовые объемные измерения выполняются путем установки интерфейса у отметки «глазка». Система вычисляет объем выше и ниже отметки «глазка», что соответствует высшему и низшему фазовым объемам соответственно.
