CC BY
44
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Эффективность методов увеличения КИН, основанных на межфазном массообмене
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10072
М.Ю. Данько
заместитель генерального директора по науке danko@togi.ru
Введение
В мире и в Российской Федерации существует большой класс месторождений нефти, характеризующихся высоким содержанием «легких» углеводородных фракций С2-С5. На первый взгляд, их разработка не должна быть проблемной. Однако положительный эффект от пониженной вязкости нивелируется повышенным газосодержанием. Выделившийся в призабойной зоне, а иногда и в объеме пласта, газ снижает подвижность в разы, что переводит месторождение в категорию проблемных [1]. Закачка воды после отработки добывающих и перевод в ППД низкодебитных скважин не решает проблему, но приводит к другой — авто-ГРП. Этот эффект был изучен в работе [2] на примере одного из месторождений в Западной Сибири. По результатам исследований можно сделать вывод, что система ППД, основанная на закачке воды, для месторождений легкой нефти может быть не эффективной, особенно при наличии длительной отработки. Основным аргументом в пользу закачки газовых композиций является состав нефти всего с 30% неис-паряющихся компонент. В этих условиях возможно достижение смешивающегося вытеснения и снижение остаточной нефте-насыщенности (теоретически до нуля), исчезает поверхность раздела между вытесняемой и вытесняющей фазой.
Корректное воспроизведение физико-химических процессов, происходящих при закачке газа различного состава, возможно только с применением композиционного моделирования, при котором есть учет межфазного массообмена.
Таб. 1 — Компонентный состав нефти, используемый для моделирования Tab. 1 — Component composition of oil used for modeling
ООО «ТИНГ», Тюмень, Россия
В работе изучены перспективы закачки различных композиций газа для повышения рентабельности разработки месторождений легкой нефти с высоким содержанием фракций С2-С5. Показано, что наличие интенсивного межфазного массообмена существенно влияет на эффективность извлечения запасов.
Материалы и методы
Компьютерное моделирование пластовой углеводородной системы, термодинамическое моделирование.
Ключевые слова
термодинамическое моделирование, жидкие углеводороды, испарение нефти, закачка газа, вытесняющий агент, смесимость
№ п/п Наиме- Формула Компонентный состав
нование компонентов В расчете на пластовую нефть в вес.% Пластовая нефть
Газ свобод. Нефть дегазир. В вес. % В моль, %
1 Углекислый газ CO2 0,154 0 0,12 0,18
2 Метан C1 14,153 0,020 10,66 45,44
3 Этан C2 3,975 0,040 3,02 6,87
4 Пропан C3 6,784 0,286 5,32 8,25
5 Изо-бутан IC4 2,417 0,277 2,03 2,38
6 Бутан NC4 3,226 0,581 2,86 3,37
7 Изо-пентан IC5 1,212 0,870 1,57 1,48
8 Пентан NC5 0,720 0,971 1,27 1,20
9 Изо-Гексан IC6 0,229 1,318 1,16 0,92
10 Гексан NC6 0,091 1,028 0,84 0,67
11 Остаток C7+ 0 94,609 71,15 29,24
Сумма 100 100 100
Молярная масса г/моль 155 68
Построение композиционной модели для изучения процессов массообмена
При создании композиционной модели наиболее важным моментом является РУТ-моделирование и подготовка данных по составу и свойствам пластовых флюидов. Как правило, для легких нефтей в процессе разработки давление в зоне отбора снижается ниже давления насыщения, что способствует разгазированию и потере в пробах части газа. Это приводит к ошибкам в определении свойств пластовой нефти. Это особенно опасно для месторождений с высоким газосодержанием и отсутствием газовой шапки (т.к. не ясно давление насыщения, а для залежей с газовой шапкой его можно принять равным давлению на ГНК). Занижение давления насыщения может приводить к ошибке при выборе режима разработки и потере большого количества извлекаемой нефти [2]. Для восстановления начального компонентного состава пластового флюида возможны три подхода:
1. за точку отсчета принимается компонентный состав наиболее представительной пробы с контрольными экспериментами по ней, проводится адаптация на собственные эксперименты, затем осуществляют рекомбинацию пробы;
2. усредняется компонентный состав всех представительных проб, за контрольные эксперименты принимаются значения газосодержания, объемного коэффициента, плотности и т.д. при пластовом давлении, обоснованные по характеристическим графикам;
3. проводится рекомбинация компонентного состава выбранной пробы до достижения целевого газосодержания. После проводится адаптация на утвержденные параметры.
Основываясь на практическом опыте, можно утверждать, что первый путь наиболее предпочтителен [4].
В таб. 1 приведен компонентный состав пластовой нефти, принятый для моделирования.
Эффективность процесса вытеснения нефти газом определяется составом вытесняющего флюида и нефти, температурой и давлением [5]. Максимальное вытеснение нефти обеспечивает смешивающееся вытеснение (Квыт>90%), что обеспечивается полным подавлением капиллярных сил. Для низкопроницаемых коллекторов снижение межфазного натяжения до сверхнизких значений (или нуля) способствует проникновению флюида в малые по размеру поры.
Смешивающееся вытеснение обычно подразделяют на смешивающееся вытеснение при первом контакте, когда вытесняющий флюид и нефть являются смешивающимися жидкостями, и многоконтактное, когда смесимость достигается в результате массо-обмена между флюидами. Для достижения многоконтактной смесимости требуется достаточно большое время и путь фильтрации
Рис. 1 — Моделирование процесса вытеснения на тернарной диаграмме для пластовой нефти изучаемого месторождения: а) одноконтактное смешивание; б) вытеснение в режиме обогащающегося газа Fig. 1 — Modeling the process of displacement in reservoir oil to study: a) one-contact mixing; b) displacement in the enrichment gas mode
газа в нефтенасыщенной пористой среде. Если массообмен между нефтью и газовым агентом не приводит к достижению полной смесимости, то имеет место режим ограниченно-смешивающегося вытеснения нефти газом. Ограниченно-смешивающийся режим менее эффективен, чем режим полной смесимости. Если массообмен между нефтью и газом незначительно влияет на состав и свойства флюидов, то имеет место крайний случай ограниченно-смешивающегося вытеснения — несмешивающееся вытеснение нефти газом. Несмешивающийся режим вытеснения нефти газом наименее эффективен [3].
Очень удобно представлять состав системы «нефть-растворитель (газ)» в виде комбинации трех псевдокомпонентов: легкого компонента (обычно это вытесняющий агент, например, метан, жирный газ и т.п.), среднего промежуточного компонента (легкие углеводороды) и тяжелого компонента (тяжелые углеводороды нефти) [5].
Такие диаграммы были построены в программном продукте РУ"П БсЫитЬе^ег на модели легкой нефти изучаемого месторождения. Вид диаграмм приведен на рис. 1-2. Состав пластовой нефти переходит в критический при давлении в 370 атм. Это давление выбрано как предельное.
При закачке сухого газа в пластовую систему будет наблюдаться механизм одноконтактного смешивающего вытеснения, представленный на рис. 2. При одномерном вытеснении флюидов метаном нефть находится во внутренней части тройной диаграммы, что означает, что изначально в нефти присутствует какой-то из легких компонентов. Линия, соединяющая состав нефти и состав метана (прямолинейная траектория разбавления растворителя и нефти), не пересекает двухфазную область, т.е. их смесь будет состоять из единой фазы, которая плавно изменяется по составу от исходной нефти до неразбавленного растворителя. В этом случае мы имеем вытеснение, которое полностью происходит в одной фазе и является смешивающимся при первом контакте [3]. Однако, как видно из рис. 2, для пластовой нефти изучаемого месторождения и закачиваемого
метана, одноконтактного смешивающегося, вытеснения происходить не будет. Смешивание в первом контакте может обеспечить только состав с 40% концентрацией фракций С2-С5.
Рассмотрим диаграмму, представленную на рис. 1б. Закачиваемый газ в данном случае полностью состоит из легкого компонента. Вытеснение не является смешивающимся при первом контакте, т.к. траектория разбавления проходит через двухфазную область. Представим ряд ячеек, которые являют собой проницаемую среду при одномерном вытеснении. Первая ячейка изначально содержит нефть, к которой мы добавляем какое-то количество растворителя таким образом, что общий состав обозначается как М1. Смесь разделится на две фазы — газ И и жидкость И, состав которых определяется рабочими линиями равновесия. Газ И обладает гораздо большей подвижностью, чем И и эта фаза поступит преимущественно во вторую ячейку смешения, образуя смесь М2. Жидкость И остается позади, смешиваясь с более чистым растворителем. Во второй ячейке смесь М2 разделяется на газ в2 и жидкость 1_2; в2 течет в третью ячейку, образуя смесь М3 и т.д.
В какой-то п-ячейке (после третьей) газовая фаза настолько обогатится средними компонентами, что больше не образует две фазы при смешивании с нефтью. С этого момента все составы, участвующие в вытеснении, будут располагаться на линии между составом сырой нефтью и точкой, касательной к бинодальной кривой. Вытеснение становится смешивающимся при составе растворителя, заданном точкой касания к бинодальной кривой. Смесимость с нефтью достигнута в результате того, что растворитель обогатился промежуточными компонентами. Промежуточные компоненты испаряются из сырой нефти, поэтому процесс представляет собой режим вытеснения испаряющимся газом.
Предположим, что составы сырой нефти и растворителя также находятся на противоположных сторонах критической рабочей линии, но в ситуации, противоположной режиму испаряющегося газа: состав газа правее критической рабочей линии, а состав нефти левее ее (рис. 2).
В первой ячейке смешивания общий состав М1 разделяется на газ И и П. Газ И движется в следующую ячейку смешивания, а жидкость И смешивается со свежей порцией
Рис. 2 — Моделирование процесса вытеснения на тернарной диаграмме в случае режима
обогащенного газа
Fig. 2 — Modeling the displacement process on the ternary diagram in the case of the enriched
gas mode
растворителя, образуя смесь М2. Затем жидкость 1_2 смешивается со свежим растворителем и т.д. Таким образом, в первой ячейке смешивания этот процесс массообмена между нефтью и газом в конце концов приведет к однофазной смеси.
В данном случае смешиваемость развивается на заднем конце (в тылу) зоны смешивания растворителя с нефтью в результате
Рис. 3 — Рассмотренные варианты на
участке ОПР: а) агент воздействия — вода; б) агент
воздействия — газ Fig. 3 — Options considered at the fields: a) exposure agent — water; b) exposure agent — gas
обогащения жидкой фазы средними компонентами из газа. Фронт зоны смешивания является областью несмешивающегося потока.
Для нефтей изучаемого месторождения возможны все описанные процессы, но эффективность возможно оценить только при помощи фильтрационного моделирования.
Варианты разработки
В работе рассмотрено три варианта закачки различных газовых композиций для проектного фонда, представленного на рис. 3. Вариант 1 — закачка воды, для сравнения эффективности газовых методов с реализуемой на месторождении технологией закачки воды. Вариант 2 — закачка «сухого» газа. Вариант 3 — закачка «жирного» газа.
Забойное давление на добывающих скважинах — 100 атм. в соответствии с историческим, забойное давление на водонагне-тательных скважинах — 400 атм. (ниже давления авто-ГРП), на газонагнетательных — 350 атм. (в соответствии с возможностями компрессоров). С целью недопущения масштабного развития процесса разгазирования, нагнетательный фонд вводится в эксплуатацию без отработки на нефть.
Вариант 1 — базовый с закачкой воды, создан для сравнения с реализуемой на большинстве месторождений технологией.
Вариант 2 — закачка «сухого» газа (100% концентрация метана). Рассмотренный
вариант не предполагает изначального достижения режима смешиваемости, но за счет многоконтактного испарения может достигать режима смешения за счет испарения легких фракций за границей фронта вытеснения, как показано на рис. 2. На рис. 4 представлены временные разрезы по профилю скважин №№ 512-509, наглядно иллюстрирующие этот процесс. В первый момент времени происходит классическое несмеши-вающееся вытеснение нефти закачиваемым газом. Содержание закачиваемого газа: метан — 97,3%, этан — 1,4%, углекислый газ — 0,1%, пропан — 1,2%.
Вариант 3 — закачка «жирного» газа. Концентрация закачиваемого газа подобрана согласно рис. 1 для обеспечения режима одноконтактного смешивающегося вытеснения. Состав закачиваемого газа: C1 — 60%, C2 — 20%, C3 —10%, IC4 — 5%, IC5 — 5%. Такая композиция обеспечивает одноконтактное смешивание, как показано на рис. 1а. Перед фронтом формируется вал нефте-насыщенности, за фронтом — остаточная нефть равняется нулю. Однако такой способ экономически и технологически трудно реализуем. Значительная концентрация ШФЛУ (40%) не стабильна. В процессе закачки необходимо будет обеспечить подогрев до 80 0С (температура выпадения из раствора пен-танов при пластовом давлении в 300 атм.), с целью недопущения сжижения фракций в
Таб. 2 — Результаты расчетов показателей по вариантам Tab. 2 — Results of calculation of indicators for development options
Рис. 4 — Распространение фронта закачки «сухого» газа с формированием зоны испарения за фронтом вытеснения Fig. 4 — Distribution of the fronts of the injection of "dry" gas with the formation of evaporation zones
Показатели Ед. Технологии
изм. 1 2 3 4
Режим работы залежи Заводнение Закачка «сухого» газа Закачка «жирного» газа ВГВ
Система разработки Рядная
Расстояние между рядами м 500
Расстояние в ряду м 700
Длина ствола ГС м 800
Фонд скважин 12
добывающих 5
водонагентатель-ных 7
газонагнетательных 7 7
Накопленная
добыча нефти тыс. т 632 1044 1537 701
добыча жидкости тыс. т 1 471 1 390 2 016 1 514
добыча газа млн м3 5 1176 1257 10
закачка воды тыс. м3 1144 1 010
закачка газа млн м3 1 781 2 287 0,5
КИН д.ед. 0,300 0,487 0,661 0,333
Добыча нефти на скважину тыс. т 126,4 208,8 307,4 140,2
призабойной зоне. Тем не менее, вариант с позиции извлечения нефти является идеальным, обеспечивая КИН — 0,661 д.ед.
Вариант 4 — водогазовое воздействие с попеременной закачкой «сухого» газа и воды в первые 5 лет с циклом в 12 месяцев с последующей постоянной закачкой воды. В виду большого расстояния между скважинами этот вариант не обеспечивает режим смешивающегося вытеснения и не дает преимуществ по сравнению с закачкой «сухого» газа. Более того, водой блокируется зона испарения.
В таб. 2 представлены результаты расчетов по различным вариантам закачки.
Итоги
Для месторождений «легкой» нефти, с вязкостью ниже 04 сПЗ, может возникнуть ряд проблем, связанных с неэффективностью ППД на основе воды. В этих условиях можно рекомендовать закачку разовых композиций. Наиболее популярным и часто используемым решением является ВГВ, или организация «смешивающегося» вытеснения. Однако в некоторых случаях закачка «сухого» газа
может оказаться более предпочтительней за счет эффекта испарения легких компонент нефти. Этот случай был исследован на примере одного из месторождений в Западной Сибири.
Выводы
В работе изучены перспективы закачки различных композиций газа для повышения рентабельности разработки месторождений "легкой нефти" с высоким содержанием фракций С2-С5. Показано, что наличие интенсивного межфазного массообмена существенно влияет на эффективность извлечения запасов. При этом не всегда водогазовое воздействие может оказываться лучше закачки «сухого» газа с точки зрения коэффициента извлечения нефти. Возможны ситуации с образованием режима смешивающего вытеснения в зонах, прокаченных «сухим» газом. Этот процесс связан с испарением углеводородных фракций С2-С5 из нефти.
Литература
1. Бриллиант Л.С., Плиткина Ю.А., Антипин М.А., Лазеев А.Н., Гнилицкий Р.А.,
Николаев М.Н. Изучение проблем и оценка перспектив разработки объекта ЮК10 Талинской площади на основе ситуационного анализа // Нефтяное хозяйство. 2012. №10. С. 60-65.
2. Данько М.Ю., Бриллиант Л.С., Печер-ки М.Ф., Шестаков Д.А., Юнусов Р.Р., Индрупский И.М. Изучение метода восстановления продуктивности скважин остановкой месторождения на релаксацию на примере Присклонового НГКМ // Недропользование XXI век. 2018 №2а.
C. 156-165.
3. Лян Мэн. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim tube. Москва, 2017. 118 c.
4. Нестеренко А.В., Юшков И.Ю. Фатеев Д.Г. Алгоритм подготовки PVT свойств газокон-денсатной смеси при композиционном моделировании разработки ачимовских отложений // Экспозиция Нефть Газ. 2013. №7. C. 77-81.
5. Lake L.W. Enhanced oil recovery. Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice-Hall, 1989, 550 p.
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Efficiency of methods for increasing oil recovery factor based on interphase mass transfer
Author
Mikhail Yu. Danko — deputy general director in science; danko@togi.ru
TING LLC, Tyumen, Russian Federation
UDC 622.276
Abstract
In a scientific article studies the prospects of developing various gas components to increase the profitability of developing light oil fields with a high level of C2-C5 fractions. It is shown that the presence of intense interfacial mass transfer affects the efficiency of reserves recovery.
Materials and methods
Computer modeling of reservoir hydrocarbon system, thermodynamic modeling.
Keywords
thermodynamic modeling, liquid hydrocarbons, evaporation oil,
gas injection, displacing agent, miscibility
Results
For "light" oil with viscosities below 04 cP, a number of problems may arise related to the inefficiency of water-injection. Under these conditions, it is recommended to download one-time compositions. The most popular and frequently used solution is Watergas exposure, or the organization of miscible oil with gas. However, in some cases, the injection of "dry" gas may be more preferable due to the effect of evaporation of the light components of the oil. This case was investigated on the example of one of the deposits in Western Siberia.
Conclusions
The prospects of injection of various gas compositions are studied to increase the profitability of developing light oil fields with a high content of C2-C5 fractions. It is shown that the presence of intense interfacial mass transfer significantly affects the efficiency of extraction of reserves. At the same time, the watergas effect may not always be better than the injection of "dry" gas in terms of oil recovery coefficient. Situations with the formation of a mixing displacement regime in zones pumped by "dry" gas are possible. This process is associated with the evaporation of hydrocarbon fractions C2-C5 from oil.
References
1. Brilliant L.S., Plitkina Yu.A., Antipin M.A., Lazeev A.N., Gnilitskiy R.A., Nikolaev M.N. Izuchenie problem i otsenka perspektiv razrabotki ob"ekta YuK10 Talinskoy ploshchadi na osnove situatsionnogo analiza [Studying the problems on the Talinsky field based on a situational analysis]. Oil industry, 2012, issue 10, pp. 60-65.
2. Dan'ko M.Yu., Brilliant L.S., Pecherki M.F., Shestakov D.A., Yunusov R.R., Indrupskiy I.M. Izuchenie metoda
vosstanovleniya produktivnosti skvazhin ostanovkoy mestorozhdeniya na relaksatsiyu na primere Prisklonovogo NGKM [Studying the method of restoring well productivity by stopping the field for relaxation using the example of the Prisklonovoye field]. Subsoil Use XXI Century, 2018, issue 2a, pp. 156-165.
3. Lyan Men. Fizicheskoe modelirovanie vytesneniya nefti gazom (rastvoritelem) s ispol'zovaniem kernovykh modeley plasta i slim tube [Physical modeling of gas and gas (solvent) using core models of the
reservoir and slim tube]. Moscow, 2017, 118 p.
4. Nesterenko A.V., Yushkov I.Yu. Fateev D.G. Algoritm podgotovki PVT svoystv gazokondensatnoy smesi pri kompozitsionnom modelirovanii razrabotki achimovskikh otlozheniy. Exposition Oil Gas, 2013, issue 7, pp. 77-81.
5. Lake L.W. Enhanced oil recovery. Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice-Hall, 1989, 550 p.
