Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование состояния проблемы учета газа при добыче нефти 10
1.1 Проблемы методического обеспечения процесса дифференцирования попутного газа 10
1.2 Обоснование объекта исследования на основе анализа задач проектирования разработки месторождений с газовыми шапками 14
1.3. Анализ методов определения состава и основных физико химических свойств углеводородных флюидов 17
1.3.1 Уравнения состояния и расчетные алгоритмы расчета фазовых переходов 17
Выводы по разделу 1 23
2. Исследование методов определения физико-химических свойств углеводородных систем 24
2.1 Эмпирические методы определения констант фазового равновесия компонентов 24
2.2 Геолого-физическая характеристика и результаты исследования пластовых флюидов Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения 31
Выводы по разделу 2 49
3. Разработка математической модели фазового поведения компонентов 51
3.1. Исследование алгоритмов учёта добычи углеводородов при разработки многофазных залежей 51
3.2 Моделирование экспериментальных исследований пластовых нефтей 61
3.2.1 Построение модели пластовой нефти 61
3.2.2 Основные характеристики газонасыщенной нефти 65
3.2.3 Коэффициент сжимаемости и температурный коэффициент
объемного расширения 71
3.2.4 Сепарация, газовый фактор и объемный коэффициент 73
Выводы по разделу 3 81
4 Разработка и апробация методики определения причин поступления газа в добывающие нефтяные сквжаины 83
4.1 Алгоритм построения программного продукта идентификации источников попутного газа 83
4.2. Разработка методики учета влияния газа, растворенного в воде на величину газового фактора 87
4.3. Разработка методики оперативного учета объема газа газовой шапки прорывном газе 97
Выводы по разделу 4
Основные выводы и рекомендации 112
Список использованных источников 114
- Обоснование объекта исследования на основе анализа задач проектирования разработки месторождений с газовыми шапками
- Геолого-физическая характеристика и результаты исследования пластовых флюидов Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения
- Построение модели пластовой нефти
- Разработка методики учета влияния газа, растворенного в воде на величину газового фактора
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время в связи с истощением запасов многих разрабатываемых нефтяных месторождений возрастает интерес недропользователей к вводу в промышленную разработку месторождений со «сложными» запасами. К ним, в частности, относятся газонефтяные залежи, в которых нефть и газовая шапка залегают контактно. Но при малых запасах газовой шапки выделение её в самостоятельный объект разработки нерационально как с экономической, так и с технологической позиции. При таких обстоятельствах добыча газа ведется через нефтяные скважины, и газ выделяется как прорывной. Например, на рассматриваемом в работе Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении (недропользователь -ОАО «Сургутнефтегаз») средний газовый фактор по 310 эксплуатируемым скважинам составляет более 90 м /т, однако по данным лабораторных исследований газосодержание пластовой нефти не превышает 70 м /т. Таким образом, на месторождении ведется совместная добыча нефти и газа газовой шапки через нефтяные скважины.
В этой связи возникает необходимость исследования источников поступления газа. Существующие методы не позволяют с высокой степенью достоверности производить дифференциацию попутнодобываемого газа на растворенный и прорывной, т.к. его появление связано с двумя источниками -выделяющимся из нефти растворенным газом и газом газовой шапки, который прорывается к зоне перфорации добывающих скважин вследствие конусообразования. При отсутствии достоверного разделения попутного газа по источникам его образования недропользователи сталкиваются с проблемой при списании запасов с государственного баланса в процессе разработки месторождений. В связи с тем, что в пределах залежи газовый фактор нефти может различаться в 2 и более раз в зависимости от зоны вскрытия и расположения скважины на структуре, определение источников его поступления возможно только с применением современных расчетных методов, позволяющих моделировать начальное фазовое состояние системы.
о
4 Степень разработанности темы исследования
Исследованиям фазового поведения углеводородных систем посвящены труды многих отечественных и зарубежных ученых. В работах Д.Л. Катца, А.Ю. Намиота, М.Б. Стендинга, Т.Д. Островской, Д. Пенга, Д.Б. Робинсона, Г. Соаве, Г.С. Степановой, Г.Ф. Требина, А.И. Хазнаферова, Д.М. Шейх-Али, А.С. Эйгенсона А.И. Брусиловского, В.И Шилова подробно рассмотрены существующие методы расчетов фазового равновесия углеводородных систем, фазовые переходы, а также расчетные методы определения различных физических свойств индивидуальных углеводородов и их смесей. Проблемами рационального использования попутного газа занимались: В.П. Тронов, А.А. Коршак, М.Д. Валеев, М.Ю. Тарасов, Л.Н. Духневич, С.А. Леонтьев, А.А. Хамухин, О.В. Фоминых и многие другие. В их трудах рассмотрены различные технологии от оптимизации процесса подготовки нефти до выбора рациональных способов утилизации газа.
Несмотря на значительный объем работ в области исследования свойств пластовых углеводородных систем, раздельного учета добычи компонентов различного фазового состава, проблема разделения попутнодобываемого с нефтью газа на источники возникновения остается не до конца проработанной.
Цель работы - повышение эффективности разработки нефтегазовых залежей и использования попутного газа путем внедрения научно-методических основ определения источников его возникновения.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий нефтегазовые залежи, из которых ведется совместная добыча нефти и газа; предметом - фазовые превращения углеводородных систем при их совместной добыче.
Основные задачи исследования
1. Анализ существующей нормативно-правовой базы использования и учета газа, добываемого совместно с нефтью.
-
Исследование влияния масообменных процессов при добыче нефти на объем попутнодобываемого газа.
-
Анализ методов дифференциации источников попутного газа при разработке нефтегазовых залежей.
-
Разработка аналитических методов моделирования начального фазового состояния углеводородов.
-
Разработка метода дифференциации попутного газа по источникам возникновения газовой фазы.
Научная новизна выполненной работы
-
Установлены причины поступления газа в добывающие нефтяные скважины при разработке нефтегазовых залежей, объяснен механизм влияния масообменных процессов в системе нефть-газ-вода на объем газа, добываемого совместно с нефтью.
-
Разработана методика, реализованная в виде расчетного алгоритма и программного продукта идентификации источников газа, добываемого совместно с нефтью при разработке сложнопостроенных, многофазных залежей углеводородов.
Теоретическая значимость работы
-
Раскрыты существенные проявления теории: несоответствия между величиной газового фактора при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой и максимального газосодержания нефти в пластовых условиях, в результате разработан метод идентификации начала процесса поступления в скважину газа газовой шапки.
-
Изучены факторы оказывающие влияние на перераспределение компонентов углеводородной системы между фазами и влияния на этот процесс пластовой воды.
-
Проведена модернизация существующих математических моделей расчета фазовых переходов углеводородных систем при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой, что, применительно к цели работы, обеспечило разработку алгоритма идентификации источников попутного газа.
4. Изложены доказательства влияния обводненности добываемой продукции на распределение легких компонентов между паровой и жидкой фазой.
Практическая значимость работы
-
Разработанная методика идентификации источников попутного нефтяного газа реализована в виде программного продукта, который позволил оперативно производить оценку доли газа газовой шапки в общем объеме попутного газа, поступающего из скважин и корректировать технологические режимы работы добывающих скважин.
-
Использование расчетной методики идентификации источников попутного газа позволило повысить достоверность локализации положения газовой шапки в результате чего скорректировано расположение добывающих скважин.
-
С применением разработанной методики производится списание с государственного баланса запасов растворенного газа и газовой шапки. Это позволило снизить отклонения между фактическими и проектными показателями разработки.
Методология и методы исследования
Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные, промысловые, лабораторные эксперименты; использованы современные методы математического моделирования.
Положения, выносимые на защиту
-
Результаты количественной оценки объемов растворенного газа и газа газовой шапки на основании анализа компонентного состава добываемого сырья.
-
Механизм экспериментального обоснования степени влияния растворенного в попутнодобываемой воде газа на количество и свойства продукции скважин.
7 Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».
Степень достоверности результатов работы
Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в научно-производственном комплексе петро физических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации № РОСС RU. 0001.512246 выдан Госстандартом России 27.01.2011 г.). Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, проанализированных с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации.
На основе результатов исследования и моделирования определены компонентные составы добываемых флюидов и продуктов их промысловой подготовки, а также получены зависимости распределения компонентов добываемых флюидов по продуктам их промысловой подготовки в динамике разработки месторождений. Полученная экспериментальная и расчетная информация использована в проектах разработки и обустройства нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири и при проработке технических решений по реконструкции промысловой технологии действующих месторождений республики Саха (Якутия).
8 Апробация результатов работы
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: XXV, XXVIII, XXIX конференциях молодых учёных и специалистов СургутНИПИнефть и Сургутнефтегаз (Сургут, 2005-2009 гг.), конференции молодых ученых и специалистов СибНИИНП (Тюмень, 2003 г.) и конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (Ханты-Мансийск, 2005-2009); на XXVIII - XXX научн.-технич. конф. ХМАО «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа -Югры» (Ханты-Мансийск, 2008-2011 г), научно-технических советах Тюменского отделения СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2013-2015 гг).
Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам отдела физико-химии пластовых систем Тюменского отделения СургутНИПИнефть и начальнику отдела, к.т.н. В.И. Шилову.
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 124 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 26 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 105 наименований.
Обоснование объекта исследования на основе анализа задач проектирования разработки месторождений с газовыми шапками
Рассмотрим подробно, как реализуется [84] проектными организациями при планировании разработки нефтегазовых залежей, где предполагается добыча газа газовой шапки через нефтяные скважины.
На Фестивальном нефтегазовом месторождении, которое находится на территории Пуровского и Красноселькупского районов Ямало-Ненецкого автономного округа добыча газа газовых шапок пластов группы ПК планируется производить через нефтяные скважины [Дополнение к тех. схеме фестивального, 2013].
На месторождении в апт-аль беком нефтегазоносном комплексе (покурская свита) выявлены небольшие по размерам и запасам газовые (пласты ПКід и ПК21) и нефтегазовые (пласт ПК ) залежи. Особенности продуктивных пластов покурской свиты обусловлены, в первую очередь, континентальным характером осадков, которые отличаются невыдержанностью песчаных пластов и перекрывающих их глинистых покрышек.
Суммарные запасы газа газовой шапки составляют 348 млн.м , это обуславливает экономическую нецелесообразность выделения газовых шапок в отдельный объект разработки. При расчете технологических показателей разработки разделение добычи газа по источникам проводилось следующим образом:
Считаем, что такой подход не имеет под собой надежной физической основы, так как величина газового фактора изменяется в процессе разработки месторождения в связи с происходящими в залежах массобменными процессами при снижении пластовых давления и температуры.
Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого округа Тюменской области, в 30 км к северо-востоку от пгт. Уренгой [дополнение к тех.схеме ОПР, 2013 г]
В пределах месторождения промышленные скопления углеводородов выявлены в верхней части мегионской свиты (пласты БТю и БТц) и нижней части заполярной свиты (пласты БТ6 , БТ6, БТ7-8) валанжинского яруса нижнемеловых отложений. Ближайшие крупные месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ, - Заполярное нефтегазоконденсатное, Русское нефтегазовое, Южно-Русское газовое, Береговое нефтегазоконденсатное.
При проектировании разработки выделено четыре объекта: объект БТ6 (пласты БТ6 , БТ6), объект БТ7-8 (пласт БТ7-8), объект БТю (пласт БТю), объект БТц (пласт БТц). По всем объектам добыча газа газовых шапок планируется через нефтяные скважины. При планировании технологических показателей разработки использован аналогичный подход к разделению источников попутного газа - умножение газового фактора на добычу нефти (таблица 1.2.).
Тальниковое месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа-Югры в 190 км от г. Урая.
Промышленная нефтегазоносность установлена в юрских отложениях вогулкинской толщи даниловской свиты (пласт Пг), тюменской свиты (пласт Ті, Тг) и коре выветривания доюрского комплекса (пласт ДКЖ).
Все пласты на месторождении объединены в один объект разработки, добыча газа газовых шапок предполагается также через нефтяные скважины. Для разделения добычи авторами был использован очень своеобразный подход - находился средневзвешанный газовый фактор между пластами, который в дальнейшем умножался на суммарную добычу нефти (таблица 1.3).
Таким образом, анализ подходов к проектированию различными проектным организациями (Фестивальное - ООО «РН-УфаНИПИнефть», Яро Яхинское - ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибириь», Тальниковое - Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень,) показал отсутствие даже научных основ разделения попутного газа по источникам его возникновения.
1.3. Анализ методов определения состава и основных физико-химических свойств углеводородных флюидов
На сегодняшний день необходимость в получении достоверной информации касательно свойств природных углеводородных смесей в широком диапазоне изменения термобарических условий неукоснительно растет в силу развития нефтегазодобывающей промышленности и необходимости вовлечения в разработку новых территорий. Зачастую решение вопросов относительно прогноза свойств флюидов вновь разрабатываемых и вводимых в эксплуатацию объектов сводится к разработке различных методов, компилирующих расчет с экспериментом. где zt - молярная концентрация і-го компонента в первоначальной углеводородной смеси (газонасыщенной нефти); xit yt - молярные концентрации і-го компонента в жидкой и газовых фазах, соответственно; V, L - парциальные доли, газовой и жидкой фазы в двухфазной смеси; Kt - константа фазового равновесия і-го компонента в двухфазной системе.
Главной задачей исследователей в решении уравнений фазовых состояний для углеводородной смеси известного состава является грамотный и основательный подход к выбору подходящих параметров, в частности, констант фазового равновесия при конкретно заданных давлении и температуре. [13]
Общеизвестны и достаточно распространены методы определения констант фазового равновесия, основанные как на экспериментальных исследованиях, так и на расчетном физико-математическом аппарате.
В основе расчетных методов лежат закономерности, выведенные с помощью использования уравнений состояния реальных смесей углеводородов. Эмпирические же основаны на результатах, полученных в ходе многочисленных экспериментов по исследованию фазового равновесия систем.
Так, базируясь на простом уравнении состояния, появились различные его модификации для многокомпонентных смесей. Самыми распространенными и используемыми для решения задач многокомпонентных систем стали уравнения Редлиха-Квонга (1949г.) [12], Пенга-Робинсона (1976г.) Данные уравнения для двухфазной области имеют три действительных корня, два из них предельные: к жидкой фазе относится наименьший, а к газовой - наибольший. Третий корень здесь с промежуточным значением и не имеет смысла.
Геолого-физическая характеристика и результаты исследования пластовых флюидов Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения
По результатам сопоставления с экспериментальными данными среднеквадратичная ошибка расчета объема газовой фазы составляет 4.2 %.
При анализе пластовой (газонасыщенной) смеси возникают определенные проблемы из-за невозможности прямого исследования данной системы. Поэтому экспериментальное соответствие расчетным методам определения констант фазового равновесия было оценено посредством дифференциального разгазирования и анализа компонентного состава газовой фазы посредством газохроматографического анализа. Для изученного термодинамического диапазона получено количественное соответствие для всех испытанных смесей.
При оценке правильности и степени надежности определения состава фаз в случае дифференциального разгазирования автором предложен расчётный подход к анализу соответствия того или иного уравнения, дающего подходящие коэффициенты фазового равновесия. Алгоритм данного аналитического подхода сводится к следующим шагам:
Найти зависимость легкоопределяемого и доступного для исследования свойства многокомпонентной смеси и величины константы фазового равновесия компонентов смеси; рассчитать значение константы фазового равновесия по средствам различных доступных методов; найти расчетным методом известное свойство смеси, с учетом получившихся значений констант фазового равновесия; сравнить полученное в ходе расчета значение этого свойства с экспериментально определенным; выделить способ расчёта констант фазового равновесия, обеспечивающий наименьшую погрешность этого свойства от экспериментальных данных.
В качестве оцениваемого параметра системы было использовано давление насыщения (Ps), характеризующее давления при данной температуре, при котором отмечается выделение газа, находящегося в смеси, в отдельную фазу. Выбранные в результате сопоставления расчётных и экспериментальных данных оптимальные значений констант фазового равновесия в дальнейшем использовались для расчета состава фаз и давления насыщения.
Зависимость, связывающая константы фазового равновесия с величиной давления насыщения, выведенная из развёрнутой формы выражения (2.11), запишется следующим образом: IgK iqFXn + q P3 + ),+ 2 + (sF1(T)1+s )P + (tF1(T)1+t )-\gP (2.17) Функцией натурального логарифма преобразовываем уравнение для условий изотермы: \nKt = 0г -Р3 +Ц Р2 +ХР+Ъ lnP , (2.18) где: Р - давление смеси, Мпа, Т- температура смеси, К; 0і, Пі, Yi, Si -регрессионные коэффициенты; Fi - параметр, характеризующий свойства индивидуального і-го компонента смеси.
Расчетная модель обучалась в диапазоне давлений от 1 до 15 МПа, характерных для диапазона давлений насыщения более 80% исследованных пластовых нефтей. Приближение для нахождения правильного решения (более точно описывающего метода) проводилось путем последовательного подбора с учетом алгоритма Ньютона-Рафсона: X = X
В общем, для расчета с помощью последовательных приближений необходимо и достаточно 4 точки давления для определенной температуры, в диапазоне от 0,1 до 15 МПа. Относительная погрешность значений давления насыщения, найденных сопоставляемыми способами показал, что значения решения с помощью констант фазового равновесия, полученных из уравнений состояния Пенга Робинсона и Соава-Редлиха-Квонга, часто занижают результаты.
Использование же для расчёта констант фазового равновесия метода Гоффмана-Крампа (в модификации Шилова В.И.) и применять их в дальнейшем расчете давления насыщения дает наиболее приближенные к эксперименту значения.
Для технических и достаточно быстрых расчётов существуют способы, построенные на функциональном отношении параметра bi и температурой кипения чистого і-го компонента смеси. Они позволяют с достаточной степенью точности и, используя минимальный набор первоначальных данных, оценить компонентный состав газовой и жидкой фаз смеси, а также давление насыщения (2.6): W) = - (2.22)
В работах [11,21,22,24,35,56] представлен всемирный опыт использования аналитических методов исследования и расчета физико-химических свойств углеводородных систем.
Несомненно, огромный интерес вызывают зависимости, описывающие корреляцию газосодержания, объемный коэффициента, состава фаз, приведенные в некоторых источниках [102]. Однако практическое применение этих корреляций для газонефтяных смесей с различным содержанием газовой фазы в них довольно сложно вследствие частой невозможности экспериментального определения некоторых физических параметров, входящих в формулу.
Геолого-физическая характеристика и результаты исследования пластовых флюидов Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения Талаканское газонефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории Ленского улуса (района) Республики Саха (Якутия) и в 210 км юго-западнее г. Ленска. В соответствии с нефтегеологическим районированием месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, в тектоническом плане приурочено к наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода Непско-Ботуобинской антеклизы [99].
В соответствии с принятой схемой нефтегеологического районирования Сибирской платформы, Талаканское месторождение находится в Ботуобинском нефтегазоносном районе Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Ленско-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Залежи углеводородов Центрального блока Талаканского месторождения приурочены к пласту 0-1 осинского продуктивного горизонта и пласту Віз талахского продуктивного горизонта. [99].
Осинский продуктивный горизонт вскрыт всеми пробуренными скважинами на Пеле дуй ском своде Непско-Ботуобинской антеклизы. Горизонт стратиграфически приурочен к билирской свите нижнего кембрия и перекрывается мощной толщей галогенных образований юрегинской свиты, которые являются хорошей покрышкой для газонефтяных залежей.
Построение модели пластовой нефти
В сравнении с результатами, полученными, с использованием расчета по схеме I, фактическая годовая добыча товарной нефти занижена на 86.5 тысяч тонн (-2.2% фактической добычи) за счёт увеличения выхода стабильного конденсата (504% фактической добычи). Добыча газа газовых шапок занижена на 7.9 млн. м (-0.3% фактической добычи) за счёт увеличения извлекаемых объёмов растворенного газа (11.5% фактической добычи).
Таким образом, расчёты показывают, что в данном примере количество реально получаемой жидкости за счёт конденсации в процессе подготовки существенно ниже (в рассмотренном примере, практически на порядок), нежели её потенциального содержания в газе. Это вызвано существенным растворением компонентов состава С5+высш. в газовой фазе при совместной подготовки нефти и газа сложнопостроенных залежей в отличие от крупных газовых месторождений (север Тюменской области), где предусмотрена низкотемпературная сепарация, увеличивающая переход Сз+высш. в жидкую фазу. Данная проблема возникает с особой остротой при расчётах ставки НДПИ (налога на добычу полезных ископаемых по нефти) на разные виды углеводородов.
В связи с этим необходима разработка регламентных документов на разработку сложнопостроенных газонефтяных и нефтегазовых месторождений, отличных от аналогичных, созданных в рамках отраслей отдельно для газовых и нефтяных залежей. Это позволит разработать новые принципы установления ставок акциза на нефтепродукт в целях обеспечения стимулирования долгосрочного развития нефтяной отрасли и, в конечном счёте, обеспечит более справедливое (в экономическом смысле) изъятие у недропользователей дифференциальной ренты, обусловленной объективными различиями природных факторов, влияющими на себестоимость добычи.
Важным моментом в реализации расчетных методов является построение корректной модели пластовой нефти. Построение расчетной модели пластовой нефти можно разбить на три этапа: - рекомбинация состава пластовой нефти из состава нефти и газа при однократной сепарации и соотношения между фазами (газовый фактор). - разбиения остатка Сго+ на группу псевдокомпонентов, представленных температурными фракциями, и определение свойств псевдокомпонентов. - настройка расчетной модели пластовой нефти по плотности и вязкости, когда имеются одна или несколько экспериментальных точек для выбранных температуры и давления. Аппроксимация расширенного состава компонентов нефти производилась посредством различных методов, коррелирующих между собой с высокой долей точности (рис.3.1). Первый апробированный способ представляет собой сочетание результатов экспериментального исследования физико-химических характеристик дегазированной нефти и хроматографического анализа С1-С12 дегазированной нефти и газа и расчетного механизма определения мольного содержания компонентов Сі2-Сго[22]. Второй способ основан лишь на результатах испытаний, позволяющих определить физико-химические характеристики дегазированной нефти и ее состав Сі-Сго-Далее нефтяной остаток аппроксимировался с помощью функции распределения на основании «закона Эйгенсона» [105]:
Критические параметры компонентов тяжелого остатка определялись с учетом корреляционных зависимостей по плотностям и молекулярным массам [22]. Параметры бинарного взаимодействия между компонентами смеси, входящие в уравнение состояния, подбирались на основании их физико-химических характеристик для улучшения согласования экспериментальных и расчётных данных.
На основании этих предпосылок возможен целостный расчёт характеристик пластовых флюидов, основанный лишь на экспериментах, проведённых в лабораторных условиях на основании анализов поверхностных фаз нефти и газа (плотность и вязкость нефти, газохроматографический состав газа). Алгоритм такого расчета, в виде блок-схемы, представлен на рисунке 3.2.
В качестве исходной информации, необходимой для реализации расчётных методов, используется рациональный минимум параметров, значения которых известны из промысловых данных или достаточно просто определяются в ходе лабораторных анализов фаз, отобранных на устье эксплуатационных скважин: -давление и температура пласта; -значения плотности дегазированной (товарной) нефти, объемного (пересчетного) коэффициента и газового фактора, обоснованные результатами экспериментальных исследований или принятые в подсчете запасов; -средние значения компонентных составов нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти; Компонентный состав пластовой нефти может включать и неуглеводородные компоненты такие как: сероводород, углекислый газ, азот, а так же меркаптаны, характерные для пластовых нефтей якутских месторождений.
На основании указанных исходных характеристик с помощью разработанной программы расчётного моделирования достаточно оперативно может быть подготовлена информация о составе и свойствах пластовых флюидов (как в условиях пласта, так и при изменении термобарических условий) в объеме, необходимом для проектирования разработки и обустройства месторождения, включающая в себя:
В качестве примера моделирования экспериментального исследования пластовой нефти рассмотрим нефти различной региональной приуроченности (таблица 3.6). Таблица 3.6 - Компонентный состав рассматриваемых нефтей
Давление насыщения нефти газом - это давление перехода системы в двухфазное состояние в условиях изотермического расширения однофазной пластовой нефти.
Давление насыщения зависит от состава пластовой нефти и температуры в пласте. С увеличением в составе растворенного газа плохо растворимых в нефти компонентов, давление насыщения увеличивается. К таким компонентам, например, относятся азот и метан.
Давление насыщения пластовой нефти может быть меньше или больше пластового, что определяет недонасыщенность или перенасыщенность нефти газом. Данное определение предопределяет состояние пластовой смеси в условиях природного залегания. Важное значение имеет давление насыщения при различных возможных воздействиях на пласт, на разных стадиях разработки, а также в призабойной зоне для сохранения стабильной работы и высокой производительности скважин [42].
Основным экспериментальным методом определения давления насыщения является объемный метод, основанный на получении изотермы pV-зависимости объема от давления и определение давление насыщения по точке излома кривой p=p(V). Однако для нефтей с высоким газосодержанием и при высоких пластовых температурах не существует четкой границы между зависимостью объема от давления в одно- и двухфазном состоянии, что ведет к ошибкам в определении давления насыщения [32,51].
В таких случаях может применяться визуальный метод определения давления насыщения. Рассмотрим результаты определения давления насыщения экспериментально и с применением, рассмотренных во втором разделе, методов (таблица 3.7).
Разработка методики учета влияния газа, растворенного в воде на величину газового фактора
Значение объемного коэффициента при подсчете запасов также используют при начальном пластовом давлении. Если объем порового пространства залежи, занятой пластовой нефтью, разделить на объемный коэффициент, то получим значение геологических запасов дегазированной нефти. Геологические запасы растворенного газа представляют собой произведение начального газосодержания пластовой нефти на рассчитанные запасы дегазированной нефти.
Количество выделяющегося из нефти газа при одних и тех же термобарических условиях зависит от характера процесса- осуществляется он контактно или дифференциально.
Контактным (однократным, одноступенчатым) разгазированием называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится в контакте с нефтью [78]. При дифференциальном разгазировании выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При этом состав системы в процессе разгазирования постоянно изменяется [78]. Лабораторное моделирование такого процесса затруднено, ввиду пенообразования, препятствующего удалению газа из системы. Поэтому на практике используют многоступенчатое разгазирование, состоящее в том что, бесконечно малые значения dp, dV заменяются конечными приращениями, т.е. задаются ступенями снижения давления Ар , а выделившейся при этом газ AV отводят из системы.
В пласте в начальные периоды снижения давления ниже давления насыщения процесс фазовых переходов более походит на контактное разгазирование, так как газ в пласте малоподвижен относительно нефти.
Когда насыщенность пор газовой фазой увеличивается, она быстрее движется к забою скважины и процесс дегазации нефти более походит на дифференциальный.
Результаты сравнительного анализа значений параметров, полученных по данным математического моделирования дифференциального разгазирования при пластовой температуре и ступенчатой сепарации, показывают,что:
1. Для пластовых нефтей с незначительным количеством растворенного газа, находящихся при невысоких давлении и температуре, значения объемного коэффициента, газосодержания и плотности дегазированной нефти практически не зависят от способа определения, т.е. экспериментальная оценка процесса дифференциального разгазирования по ступенчатой сепарации дает качественные данные.
2. При увеличении количества растворенного газа, давления, температуры значения газосодержания, объемного коэффициента, плотности сепарированной нефти, полученные по данным дифференциального разгазирования при пластовой температуре, возрастают по сравнению с параметрами определенными по ступенчатой сепарации. Это связано с тем, что при высоких температурах и давлениях легкокипящие фракции группы С5+ пластовой нефти интенсивно испаряются в газовую фазу и удаляются вместе с газом. В результате этого увеличивается плотность и уменьшается объем дегазированной нефти, что приводит к завышению значений объемного коэффициента и газосодержания пластовой нефти. Использование полученного таким образом объемного коэффициента при подсчете геологических запасов нефти приводит к их существенному занижению. Поэтому для данного случая экспериментальная оценка процесса дифференциального разгазирования по ступенчатой сепарации дает плохое приближение и более целесообразно использовать расчетные методы для моделирования дифференциального разгазирования.
Практически все расчетные методы определения объемного коэффициента основаны на взаимосвязи этой величины с газосодержанием, плотностью нефти и плотностью газа. Широко известна корреляция Стендинга [13]: G- +CbВ общем виде зависимость объемного коэффициента от параметров смеси и численные коэффициенты определяются из регрессивного анализа экспериментальных данных исследования пластовых нефтей конкретного региона. Точность при таком подходе зависит от корректности использованных данных и степени превышения пластового давления над давлением насыщения. Средняя относительная погрешность обычно не превышает 1,5- 2%.
Если значения объемов из формулы (3.13) выразить через зависимость плотности и газосодержания, то объемный коэффициент может быть записан следующим образом: где: р„ - плотность дегазированной нефти, кг/м ; рг- плотность растворенного газа, кг/м ; ргн- плотность пластовой нефти, кг/м ; G - газосодержание, м /т. Цель корреляционных функциональных зависимостей, связанных с объемным коэффициентом, заключается в возможной замене набором известных и доступных параметров величины плотности пластовой нефти, экспериментально определить которую не представляется возможным. Результаты расчета основных параметров пластовых нефтей представлены в таблицах 3.8-3.10