Содержание к диссертации
Введение
Список основных обозначений и единиц их измерения 11
Глава 1. Моделирование состава пластовой нефти и согласование ее физико-химических свойств 12
1.1. Краткий обзор современного состояния физики жидкости и проблемы моделирования пластовой нефти смеси неопределенного состава 12
1.2. Компонентный состав и физические свойства пластовой нефти 23
1.3. Моделирование состава нефти и разгонка промысловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК) 42
Глава 2. Изменение фазового, дисперсного и компонентного состава скважинной продукции 52
2.1. Фазовый, компонентный и дисперсный состав скважинной продукции 52
2.2. Обводненность жидкой составляющей # скважинной продукции 85
Глава 3. Объективные причины изменения термобарических условий в скважинах, системе сбора и подготовки нефти, источники неопределенностей в свойствах нефти 91
3.1. Давление на устье добывающих скважин - компромисс требований к надежности процесса добычи нефти 91
3.2. Добывающие скважины - объективный источник тепловой энергии 96
3.3. Первый этап фазового разделения скважинной продукции на промыслах 101
3.4. Объективные источники неопределенности в физико химических свойствах скважинной продукции 105
Глава 4. Расчеты фазовых соотношений при разгазировании пластовой нефти 120
4.1. Информация о свойствах пластовых нефтей при типовом исследовании глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112-80 125
4.2. Расчеты разгазирования пластовой нефти при 20 С 128
4.3. Расчеты фазовых соотношений разгазирования пластовой нефти с использованием коэффициентов распределения компонентов нефти 139
Глава 5. Расчеты объемных свойств пластовых нефтей в зависимости от давления и температуры 148
5.1. Расчет зависимости объемного коэффициента пластовой нефти от давления при ее однократном стандартном разгазировании (ОСР) 148
5.2. Объемные свойства пластовой и промысловой нефти 158
Глава 6. Алгоритмы расчета физико-химических свойств смесей пластовых и промысловых нефтей 168
6.1. Компонентный состав, молярная масса и газовый фактор смеси нефтей 168
6.2. Расчет температуры и плотности смеси нефтей 176
Глава 7. Корреляционные методики расчета физико-химических свойств нефти и их смесей 179
7.1. Расчет зависимости физико-химических свойств нефти от давления при 20 С 179
7.2. Корреляционные оценки молярной массы нефтей 187
7.3. Способы расчета вязкости нефтей в зависимости от температуры и газонасыщенности : 193
Глава 8. Физико-химические свойства пластовой воды и водонефтяных эмульсий и методы их определения 200
8.1. Пластовая вода в горных породах и ее ионный состав 200
8.2. Расчеты физических свойств пластовых и нефтепромысловых вод 209
8.3. Расчеты свойств водонефтяных эмульсий 214
Основные выводы и рекомендации 222
Заключение 225
Приложения 226
П.1. Пример адаптированной промысловой информации по физико-химическим свойствам пластовой нефти 227
П.2. Расчет коэффициентов распределения 230
П.З. Примеры использования рекомендованных методов расчета физико-химических свойств скважинной продукции при решении задач нефтепромысловой практики 240
Литература
- Компонентный состав и физические свойства пластовой нефти
- Обводненность жидкой составляющей # скважинной продукции
- Объективные источники неопределенности в физико химических свойствах скважинной продукции
- Расчеты разгазирования пластовой нефти при 20 С
Введение к работе
Актуальность темы
Широкое распространение в отечественной нефтепромысловой практике эмпирических методик расчета физико-химических свойств скважинной продукции, стандартов предприятий по определению этих свойств свидетельствует о постоянном внимании специалистов к этой проблеме.
Как правило, такие методики разрабатываются в ограниченных диапазонах изменения термобарических условий, характерных для данного региона и не могут (с допустимыми для нефтепромысловой практики погрешностями) использоваться в других регионах. Зачастую такие региональные методики не содержат указаний по пределам их применимости и поэтому нуждаются в постоянном мониторинге достоверности получаемых по ним результатов и постепенно устаревают.
В процессе добычи нефти из недр, ее сбора и промысловой подготовки состав безводной составляющей скважинной продукции непрерывно изменяется по различным причинам:
изменение в добывающих скважинах профилей притока из многопластовых эксплуатационных объектов;
объединение в единую систему сбора скважинной продукции различных эксплуатационных объектов;
различие физико-химических свойств пластовой нефти по высоте залежи и изменение дебитов скважин по залежи как по природным факторам, так и в результате действия человеческого фактора (изменения норм отбора, геолого-технических мероприятий (ГТМ), ремонтов скважин и т.д.)
В практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, включая подготовку проектных документов, неосуществимо экспериментальное исследование физико-химических свойств скважинной продукции во всем многообразии изменения составов безводной и водной частей промысловой нефти по отдельности и в совокупности в добывающих скважинах, системе сбора и подготовки добываемой нефти до товарных кондиций.
Таким образом, разработка теоретически обоснованных общеотраслевых методических и практических рекомендаций по расчетному определению физико-химических свойств пластовых нефти и воды в залежи, в добывающих скважинах, в системе сбора и подготовки нефти, нефтяного газа
и попутной воды является актуальной проблемой" национальна»
09 *щ7*мСУ/ :
" і ПІ У Л
4 Цель работы. Целью диссертационной работы является обобщение и развитие теории и практики расчетного определения физико-химических свойств пластовых нефтей и их смесей, разработка научно обоснованных рекомендаций и создание типовых методик по расчету физико-химических свойств пластовой нефти, нефтяного газа и пластовой воды при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.
Основные задачи исследований
-
Моделирование компонентного состава пластовых нефтей и их смесей, разработка практических рекомендаций по «сшивке» результатов исследования глубинных проб пластовой нефти по ОСТ 39 112-80 и разгонки промысловой нефти по истинным температурам кипения (ИТК).
-
Разработка теоретически обоснованных методик оценки «расходных» параметров количества нефтяного газа во всех объектах добычи и обустройства нефтяных месторождений.
-
Разработка унифицированной методики расчета объемного коэффициента нефти в зависимости от ее плотности, газонасыщенности в зависимости от давления и температуры.
-
Разработка типовой методики расчетной оценки влияния температуры на плотность и вязкость промысловых нефтей во всем диапазоне термобарических условий на промыслах.
5 Выявление корреляционных связей молярной массы, плотности и вязкости дегазированных нефтей.
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе современных представлений о нефтяных дисперсных системах и их моделировании, достижениях коллоидной химии и термодинамики в области фазовых превращений, широком использовании уравнений материального баланса, методами статистики и экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях на основе минимального количества корреляций и максимально возможного количества теоретически обоснованных связей параметров.
Научная новизна
1 Разработана адекватная промысловым потребностям методика моделирования состава пластовой нефти как смеси сложных многокомпонентных гетерогенных систем неопределенного компонентного состава, интегральные характеристики которых изменяются в сравнительно узком диапазоне, путем комбинации результатов физико-химического исследо-
5 вания глубинных проб пластовой нефти и данных разгонки промысловой нефти по истинным температурам кипения в отраслевых научно-исследовательских центрах переработки нефти
2. Предложен новый удобный в применении характеристический параметр
учета влияния группового состава и ассоциативного строения дегазиро
ванной нефти на ее физико-химические свойства,
П^(1000^СР)011,
где /и'0СР - коэффициент динамической вязкости дегазированной
нефти при 20 С, Пас.
-
Установлена устойчивая корреляционная связь характеристического параметра П„ с молярным объемом дегазированной нефти.
-
Предложена и апробирована гипотеза построения расчетной методики определения объемного коэффициента нефти как суммы аддитивных поправок к объему дегазированной нефти
= Q'(P,7-) = 1, АСУ(Т) AQ'jp) 4Q'(Qqcp)
рТ О' О' О' О'
wOCP ^ОСР ^ОСР ^ОСР
которая позволяет наиболее эффективно использовать накопленный банк отраслевых экспериментальных данных по исследованию термического расширения нефти, изменения объема нефти при растворении в ней газа и ее сжимаемости.
Практическая ценность и реализация результатов работы Основные результаты работы использованы при написании учебников, учебных пособий и справочных руководств как при участии автора, так и без него:
Гиматудинов Ш К , Ширковский А.И Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов Изд 3-е перераб. и доп. М., Недра, 1982, 311 с.
Дунюшкин И.И. Разгазирование нефти, составы равновесных нефти и газа. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982, 51с.
Дунюшкин И.И Мищенко И Т. Расчет основных свойств пластовых неф-тей при добыче и подготовке нефти. Учебное пособие. М., МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1982,79 с.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов, Ю.П.Борисов, И И Дунюшкин и др. М., Недра, 1983, 463 с.
Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов/И.Т Мищенко, В.А. Сахаров, В Г Грон, Г И Богомольный - М/ Недра, 1984.-272 с
Лутошкин Г С , Дунюшкин И И Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах Учебное пособие для вузов - М . Недра, 1985, 135 с.
Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза Стандарт предприятия СТО 51.00.021-84 Тюмень. СибНИИНП. 1985, 39 с.
Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений- Учебник для вузов І Ш.К Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М Зайцев и др.; под ред Ш.К. Гиматудинова - М Недра, 1988. - 302 с.
Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие для техникумов. - М.: Недра, 1989, 245 с.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.
Дунюшкин И И, Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 447 с.
Основные защищаемые положения
1. Методика моделирования компонентного состава пластовых нефтей и их смесей.
2 Учет влияния группового состава и ассоциативного строения дегазированных нефтей через его характеристический параметр /7/( =(/j'ocp)11 на расчетные значения физико-химических свойств пластовой нефти.
3. Корреляционная формула связи молярного объема дегазированной нефти \/'м , с ее характеристическим параметром Пм:
vk., = <2 п,-
где 0,2 - эмпирический коэффициент, размерность которого соот-
ветствует размерности молярного объема, л/моль 4 Методика расчетного построения «кривых разгазирования» пластовых нефтей и их смесей в зависимости от давления и температуры в диапа-
7 зоне изменения термобарических условий, характерных для разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.
-
Методика учета влияния температуры и газонасыщенности нефтей на их плотность, объемный коэффициент и вязкость.
-
Методика расчета пересчетного коэффициента нефти от товарной к пластовой и наоборот.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из предисловия, введения, списка основных обозначений, восьми глав, выводов, заключения, приложений и списка литературы, включающего 84 наименования. Работа содержит 259 страниц текста, включая 37 рисунков и 44 таблицы.
Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность академику РАЕН, профессору И.Т. Мищенко за плодотворные дискуссии, внимание и поддержку, без которых эта работа не была бы завершена.
Автор выражает искреннюю признательность профессору Михайлову Н.Н. за глубокое и содержательное обсуждение основных положений диссертационной работы.
Соискатель благодарен соавторам трудов и коллегам по работе за участие в разработке отдельных положений диссертации и внедрение их в практику проектирования и анализа разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, совершенствования подготовки специалистов для отрасли и переподготовки кадров.
Компонентный состав и физические свойства пластовой нефти
Ассоциация по переработке газа (Gas Processors Association, Tulsa) разработала специальную программу комплексного исследования фазового равновесия.
Методика, принятая в API и включенная в «Справочник Американского нефтяного института» базируется на использовании уравнения Соава.
Принцип соответственных состояний, который используется Филипповым Л.П. для построения уравнения состояния жидкости, является основополагающим принципом прикладной термодинамики и, вероятно, такой подход позволит минимизировать объем необходимой информации для комплексного расчета фазовых равновесий применительно к пластовым неф-тям. Для возможности наиболее общего описания свойств сосуществующих фаз из многообразия формул, описывающих жидкую ветвь бинодали, Филиппов Л.П. выделил как наиболее удачную формулу Риделя [77]. Развивая методологию рассмотрения фундаментальных линий и точек на PVT поверхности, Филиппову Л.П. удалось выбрать физически обоснованные подходы для описания свойств узких фракций нефти и нефтепродуктов. Основой развиваемого им подхода является «рассмотрение смеси как единого вещества», известного в физической химии как «одножидкостная модель».
В дальнейшем в работе используется именно такой подход к описанию свойств условных компонентов пластовой нефти.
Нельзя не отметить значительного вклада в развитие теории и практики расчетного определения фазовых соотношений газовых, газоконден-сатных, нефтегазовых и нефтяных месторождений отечественного ученого А.И. Брусиловского [21].
Брусиловский А.И. использовал изящный алгоритм расчета идеальных констант фазового равновесия индивидуальных компонентов газа пластовой нефти и ее условных компонентов в виде: к,(р,Т)s MQ = ехр 5,373(1 + &.)- (1 -Щ), (1.16) P P V I T J) где РСІ,ТСІ,Щ - критические давление и температура / - го компонента и его ацентрический фактор, соответственно; ps/ - давление насыщенного пара / - го компонента при данной тем пературе.
Очевидно, что давление насыщенных паров компонентов имеет физический смысл при температурах ниже критических, поэтому при температурах выше критической Брусиловский А.И. рекомендует рассматривать параметр psi как формальный.
Принципиальным отличием задач нефтепромысловой практики от задач, решаемых в нефтеперерабатывающей отрасли при изучении состава промысловой нефти, является: проектирование технологии фазового разделения нефти и нефтяного газа в объектах промыслового обустройства так, чтобы в зависимости от состава пластовой нефти обеспечить максимальный выход товарной нефти от количества добываемой пластовой нефти из недр; невозможность экспериментального изучения всех особенностей технологических процессов сбора и подготовки скважинной продукции на конкретных объектах разработки и эксплуатации нефтяных месторождений; необходимость о расчетного определения фазовых соотношений пластовой нефти (нефти с растворенным в ней газом) в термобарических условиях добычи, сбора и подготовки нефти, о оценки величины испарения нефти в нефтяной газ (растворения нефти в газе) и о научно обоснованной методологии расчета, (в относительно широком диапазоне термобарических условий на промыслах), физических свойств: ? промысловой нефти и ? нефтяного газа.
В отечественных и зарубежных публикациях практически отсутствуют публикации по экспериментальному исследованию компонентного состава глубинных проб пластовых нефтей, включая разбивку дегазированной нефти по условным компонентам.
Таким образом, теоретически обоснованное моделирование состава пластовой нефти, надежное определение физико-химических свойств промысловой нефти и нефтяного газа остается актуальной задачей.
Молярная масса пластовых нефтей Мпл залежей жидких углеводородов определяет связь массовой qnn и количественной ппп добычи природных углеводородов из недр (1.17) и, аналогично, определяет неразрывную связь их массовых и количественных запасов в недрах. »пЛ= г- (1-17) Такая взаимно однозначная связь между массовым и количественным дебитом добывающих скважин (1.17) позволяет на качественно более высоком уровне характеризовать процессы разгазирования пластовой нефти в залежи, в добывающих скважинах и в любом элементе системы промыслового обустройства нефтяных месторождений.
Так как давление на устье скважины, в сборном коллекторе, других объектах промыслового обустройства, как правило, меньше давления насыщения пластовой нефти газом, то безводная скважинная продукция нефтяных месторождений qnn представляет собой газонефтяную смесь потоков промысловой нефти и нефтяного газа: массовых qn„=q (p,T)+q"{p,T) (1.18) или аналогично количественных hm=n\pj)+h\pj), (1.19) где q (p,T){n (p,T)} - жидкая часть (фаза) потока безводной скважинной продукции при давлении р и температуре Т, (другими словами - поток промысловой нефти), т/сут., {моль/с}; q pJlfripj)} - газообразная часть (фаза) потока безводной скважинной продукции при тех же термобарических условиях (другими словами - поток нефтяного газа), т/сут., {моль/с}.
Обводненность жидкой составляющей # скважинной продукции
Скважинная продукция нефтяных месторождений существенно изменяет свои свойства в скважине на пути от интервала перфорации до устья. Эти изменения происходят из-за изменяющихся термобарических условий в скважине: непрерывного снижения давления при перемещении от забоя к устью, то есть из-за уменьшения потенциальной энергии сжатия добываемой нефти и уменьшения температуры нефти при перемещении ее от забоя к устью в результате теплообмена с окружающей средой (горными породами).
В результате пластовая нефть претерпевает фазовые превращения, то есть происходит: выделение из нефти растворенных в ней: газов и образование новой газовой фазы, о парафинов и образование новой твердой фазы - кристаллов парафина. Разгазирование пластовой нефти в скважине и промысловой системе сбора скважинной продукции сопровождается: существенным увеличением объемного расхода газожидкостной смеси и, как следствие, увеличением скорости движения потока в трубах.
При течении многофазной продукции в добывающих скважинах и системе трубопроводного промыслового транспорта характер потока во времени в любом сечении трубопровода меняется, так как процесс движения многофазной смеси сопровождается пульсирующими, колебательными движениями. Поэтому все физические величины, определяющие движение многофазной смеси в трубопроводе, усредняются по пространственно-временным координатам. Именно в таком смысле понимается термин «установившееся движение».
В общем случае расход фазы через произвольное сечение потока меняет свои значения в различные моменты времени, отклоняясь от средних значений в ту или другую сторону, поэтому для каждой структуры пото ка имеется такой промежуток времени, в течение которого этот расход можно считать постоянным. Именно в этом смысле в данной работе употребляются все величины, связанные с расходом.
Если давление в скважине на глубине интервала перфорации больше давления насыщения пластовой нефти газом и скважинная продукция безводна, то из пласта в скважину поступает однофазная пластовая нефть, агрегатное состояние которой - жидкость.
Для хорошо сцементированных коллекторов после грамотного освоения добывающих скважин механические примеси в составе пластовой нефти, поступающей в скважину, отсутствуют. Так как все асфальтосмолистые вещества, содержащиеся в пластовой нефти пептизированы1 до отдельных молекул, то пластовую нефть можно рассматривать как молекулярный раствор, привычную ньютоновскую жидкость, несколько более вязкую, чем обычная вода.
В зависимости от дебита скважины, ее коэффициента продуктивности, газового фактора пластовой нефти, компонентных составов нефти и растворенного в ней газа на определенной глубине в скважине происходит первый Фазовый переход, то есть пластовая нефть из жидкости превращается в двухфазную систему - газожидкостную смесь.
На этой глубине давление несколько меньше скважинного давления насыщения пластовой нефти газом из-за возможных метастабильных явлений, сопровождающих начало любого фазового перехода. Величина скважинного давления насыщения пластовой нефти газом, в свою очередь, меньше давления насыщения пластовой нефти газом из-за различия температур пластовой нефти в скважине на разных глубинах.
Температура пластовой нефти в скважине может быть существенно меньше пластовой температуры, причем темп уменьшения температуры нефти в скважине является однозначной функцией ее дебита.
При разгазировании пластовой нефти в скважине в совокупности с понижением температуры ее растворяющая способность к парафинам, имеющимся в ней, уменьшается и на определенной глубине возникает второй Фазовый переход - из нефти выделяются кристаллы парафина.
1 Пептизация - расщепление агрегатов, возникших при коагуляции дисперсных систем, на первичные частицы под действием дисперсионной среды. Так как в пластовой нефти содержание различных фракций парафинов неравномерно, то таких пересыщений для различных парафиновых фракций в нефти может быть несколько, то есть фазовых переходов «жидкость - твердая Фаза» при подъеме нефти в скважине происходит несколько, если каждую фракцию растворенного в нефти парафина рассматривать как отдельную твердую фазу. Подробное исследование фазовых равновесий «жидкость - твердое тело» (пластовая нефть - парафин) приведено в работе [11].
Как показывает нефтепромысловый опыт и теоретические исследования особенностей движения скважинной продукции в НКТ, с ростом расходного газосодержания в скважине режим течения продукции становится близким к пробковому.
При обобщении экспериментальных данных по связи истинного р и расходного р газосодержаний Г.Э Одишария и А.А. Точигиным предложена обобщенная формула, которая рекомендуется ими для всех форм течения, кроме расслоенной [33]:
Объективные источники неопределенности в физико химических свойствах скважинной продукции
В России основная доля нефти добывается из месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления закачкой воды в залежь. Обводненность скважиннои продукции достигла 70 - 80 % об. Большинство добывающих скважин достаточно быстро проходят стадию безводной добычи нефти.
Если пластовое давление высокое, продукция безводна, коэффициент продуктивности скважины большой, то с высокой степенью вероятности можно ожидать фонтанного способа эксплуатации. В этом случае внутри-скважинное оборудование представляет собой просто колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). При относительном постоянстве пластового давления до начала обводнения продукции, поступающей из пласта в скважину, состав скважиннои продукции остается постоянным и изменение внутрискважинного обустройства вызывается только изменением нормы отбора продукции из скважины. То есть, в такой ситуации любое изменение внутрискважинного оборудования является последствием человеческого фактора, не связанного с изменением состава добываемой продукции.
В настоящее время в России наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили скважинные штанговые насосные установки (СШНУ), а по объему добычи - установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Такая специфика обусловлена тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН -для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Величина дебита добывающих скважин тесно коррелируется с высотой подъема жидкости. Возможная подача большинства скважинных насосных установок с увеличением высоты подъема жидкости достаточно быстро снижается. Следовательно, при больших потенциальных возможностях пласта дебит скважины будет определяться только техническими возможностями оборудования скважины, [25].
Нефтепромысловая практика эксплуатации низко- и среднедебитных скважин показывает, что в процессе обводнения скважинной продукции между приемом насоса и интервалом перфорации накапливается пластовая вода.
Теоретически можно представить несколько механизмов формирования водяного столба в скважине: стекание воды из перфорационных каналов в зумпф с последующим перекрытием интервала перфорации и ростом высоты столба воды до приема насоса. Интересно отметить, что время формирования столба воды в скважине определяет длительность задержки поступления обводненной продукции из скважины в систему сбора по сравнению со временем начала поступления воды из пласта в скважину. Для малодебитных скважин (3-5 м3/сут) с незначительной обводненностью, оно может достигать нескольких месяцев, при выполнении условий выноса капельной воды из эксплуатационной колонны скважин и возможного формирования дисперсной капельной воды в перфорационных каналах или на выходе из них обводненная продукция из скважин в систему промыслового сбора будет поступать практически одновременно (с очень небольшим запозданием) с началом поступления воды из пласта в скважину. Аналогичная ситуация (небольшое запоздание) характерно и для высокодебитных скважин, учитывая, что продукция из перфорационных каналов в колонну поступает в форме затопленной водонефтяной струи и возможно формирование капельной воды из водяной струи в колонне. С ростом обводненности (объемной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции) в скважине возникают условия инверсии фаз, что в обязательном порядке, вызовет последовательное замещение нефти водой в зумпфе и выше по эксплуатационной колонне.
Такое изменение фазового состава в скважине объективно сопровождается увеличением плотности жидкости в стволе скважины и, как следствие, ростом давления в скважине на глубине интервала перфорации и, со ответственно, снижением дебита скважины. Для сохранения необходимой технологической нормы отбора пластовой нефти из скважины потребуются соответствующие мероприятия, вплоть до изменения способа эксплуатации, обеспечивающие сохранение депрессии на пласт, то есть снижение давления в скважине на глубине интервала перфорации до величины, существовавшей до обводнения продукции в стволе скважины.
Рассмотрим более подробно движение взаимодействующих фаз в скважине. Объемная доля дисперсной фазы в скважине во времени изменяется от нуля (при безводной эксплуатации) до максимально возможной (при обводнении продукции).
Для малодебитных скважин скорости движения фаз относительно эксплуатационной колонны имеют практически тот же порядок величины, что и скорость движения дисперсной фазы относительно дисперсионной среды (жидкости). При описании течений такого рода наибольшее распространение получила модель раздельного движения фаз. В этой модели фазы рассматриваются как два взаимопроникающих и взаимодействующих континуума, заполняющих один и тот же объем, но при этом каждая из них занимает лишь часть этого объема, [9, 34, 39].
Расчеты разгазирования пластовой нефти при 20 С
Как видно из рис. 3.5, скважинный газовый фактор, G « при снижении пластового давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом ps, вначале медленно нарастает, затем темп его роста увеличивается, достигает максимума в точке перегиба (рис. 3.5) и становится равным нулю к моменту времени разработки залежи Т, после которого скважинный газовый Фактор резко уменьшается и очень быстро становится меньше газового Фактора пластовой нефти G.
Совершенно очевидно, что физико-химические свойства добываемой при этом нефти непрерывно изменяются.
Однако эти изменения свойств добываемой нефти, в приниипе, не будут, слишком выходить за рамки асимптотических оценок их изменения по сравнению с изменением свойств пластовой нефти в процессе дифференциального и контактного ее разгазирования при пластовой температуре. Исходя из изложенного, оценки свойств скважинной продукции в процессе эксплуатации нефтяных месторождений при режиме растворенного газа могут быть найдены по уже установленным корреляциям.
При газлифтной эксплуатации добывающих скважин, как показывают оценки распределения объемного расходного газосодержания по глубине добывающей скважины в зависимости от компонентного состава и относительного количества закачиваемого газа, влияние физико-химических свойств закачиваемого газа значительно настолько, что требуется обязательный учет этих свойств в подборе оборудования (например, клапанов). Любые колебания не только состава, но и относительного количества закачиваемого газа существенны для выбора внутрискважинного оборудования, в частности при расстановке клапанов и, как следствие, влияют на величину технологического расхода закачиваемого газа.
Без знания компонентного состава пластовой нефти практически невозможно даже качественно оценить изменение объемного расходного газосодержания по глубине добывающей скважины. Тем более это утверждение справедливо для многопластовой залежи при неконтролируемом изменении профиля притока жидкости.
Существенное изменение молярной доли нефтяного газа при небольшом изменении массовой доли газа в смеси вызывает существенное изменение физико-химических свойств не только смеси, но и каждой из фаз в отдельности.
Как показывают теоретические и фактические результаты, без должного контроля не только физико-химических свойств смешиваемых пластовой нефти (смеси пластовых нефтей в случае многопластовых залежей) и закачиваемого газа, но и их относительного количества невозможно с приемлемой (промысловой) точностью оценить практически все параметры получающейся нефтегазовой смеси: фазовые соотношения и физико-химические свойства сосуществующих фаз. Совершенно очевидно, что оценка влияния отклонения от равновесности сосуществующих фаз не может быть выявлена из-за неопределенности компонентного состава смеси в целом.
Таким образом, приемлемая (с промысловой точностью до 5 %) оценка физико-химических свойств, фазовых соотношений, в частности, смеси пластовой нефти и закачиваемого газа, требует с не большей погрешностью оценки отдельно физико-химических свойств как пластовой нефти, так и смешиваемого газа.
Простейшая операция по промывке скважины стабилизированной промысловой нефтью для восстановления проницаемости прискважинной зоны пласта в объеме 5-10 объемов внутрискважинного пространства изменяет локальные физико-химические свойства скважинной продукции внутри промысловых трубопроводов на длине, равной 5 - 10 длинам скважины. Неконтролируемая приемистость пласта в процессе промывки скважины, отсутствие инструментальных методов мониторинга процесса обработки прискважинной зоны пласта в интервале его перфорации не позволяет, априори, оценить динамику количества технологической жидкости, попадающей в систему сбора.
Если технологическая жидкость не смешивается с пластовой нефтью, то она, как правило, неограниченно смешивается с пластовой водой, существенно изменяя ее ионный состав и, как следствие, физические свойства.
ГТМ по воздействию на присважинную зону пласта с целью улучшения фильтрационных свойств коллектора в процессе восстановления притока из пласта в скважину, являются причиной локального поступления технологической жидкости в систему сбора скважинной продукции и, как следствие, относительно кратковременного кардинального изменения фазового состава и всех физико-химических свойств скважинной продукции.
Аналитический учет локального изменения свойств скважинной продукции, периодически поступающей в систему сбора из различных скважин, практически не поддается контролю.
Ощутимые последствия такого неконтролируемого изменения свойств скважинной продукции, как правило, сказываются на свойствах межфазных поверхностей, иногда настолько, что блокируется коалесценция капель дисперсной фазы и пузырьков нефтяного газа и, как следствие, нарушается технологический режим сегрегационного разделения фаз в гравитационных отстойниках, преобладающих аппаратах промыслового обустройства нефтяных месторождений по сегрегации фаз.
Извлечение нефти из недр за счет энергии выделяющегося из пластовой нефти растворенного в ней газа сопровождается изменением физико-химических свойств как нефти в пласте, так и нефтяного газа поступающего в добывающие скважины из пласта.
