CC BY
204
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С АНОМАЛЬНО НИЗКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ
С.А. Заночуев, Д.Р. Крайн, И.М. Шафиев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Характеристики пластовых нефтей условно можно подразделить на следующие группы:
1) статические, или начальные, включающие исходные: компонентный состав, газосодержание, объемный коэффициент, плотность, сжимаемость и др., которые используются прежде всего для оценки запасов нефти и газа, а также для инициализации начальных условий гидродинамических моделей залежей;
2) условно динамические, включающие основной параметр -давление насыщения, а также изменение статических характеристик (плотность, газосодержание, объемный коэфициент и т.д.) при изменении давления и температуры в ходе разработки залежи или движении газонефтяной смеси по стволу скважины и технологическому оборудованию;
3) технологические, используемые в основном в целях проектирования эффективного использования нефти в переработке. а также борьбы с осложнениями в наземном и скважинном оборудовании. Это прежде всего содержание твердых асфальтосмолистых и парафиновых структур в нефти, а также разгонки на различные (бензиновые, керосиновые, дизельные и др.) фракции.
Для получения такого широкого спектра характеристик пластовых нефтей требуется обеспечение отбора представительных и качественных проб. Для этого необходимо соблюдение обязательных условий, которые регламентируются в настоящее время ОСТ 15339.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей». Как известно, определение достоверных характеристик пластовых нефтей возможно лишь на основе исследований глубинных проб, которые следует отбирать на минимальном режиме работы скважины или в статических условиях сразу после остановки скважины.
Обязательным условием представительности глубинных проб является превышение давления в точке отбора над давлением насыщения данной пластовой нефти. При несоблюдении данного условия система переходит в двухфазное состояние, характеристики получаются ошибочными, с завышенным газосодержанием. При технологической невозможности соблюдения условия по давлению насыщения определение пластовых характеристик проводят на основе рекомбинированных образцов, составленных из сепараторных проб сырой нефти и попутного выделившегося газа.
Еще одним условием обеспечения представительности является обеспечение температурного режима отбора проб: температура отбора должна превышать температуру начала кристаллизации парафинов, чтобы избежать выпадения и осаждения твердой фазы из нефти в трубах и технологическом оборудовании.
Поэтому выбор технологии отбора и исследования проб для получения достоверных характеристик должен рассматриваться для каждого месторождения индивидуально.
Так, например, Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, находящееся в Республике Саха (Якутия), характеризуется аномально низкой пластовой температурой 9-11 °С (табл. 1). Наряду с основными газоконденсатными залежами на месторождении были подтверждены нефтяные оторочки ботуобинского и хамакинского горизонтов промышленного значения.
Таблица 1
Основные характеристики нефтенасыщенных объектов Чаяндинского НГКМ
Характеристика Значение характеристики
Объекты Ботуобинский, хамакинский
Глубина залегания, м 1500
Пластовое давление, МПа 12,5-13,5
Пластовая температура, °С 9-11
Если нефть с хамакинского горизонта была получена лишь в конце 2011 г., то нефтяная оторочка ботуобинского горизонта на данном этапе подготавливается к запуску в ОПЭ в 2014 г.
Из основных характеристик пластовой нефти ботуобинского горизонта (табл. 2) обращают на себя внимание два параметра -давление насыщения, соответствующее пластовому давлению
в залежи, и пластовая температура, близкая к температуре начала кристаллизации парафинов.
Таблица 2
Основные параметры пластовой нефти ботуобинского горизонта
Наименование параметра Значение параметра
Давление насыщения, МПа 13,5
Газосодержание, м3/м3 81,5
Объемный коэффициент 1,019
Вязкость, мПа-с 10,3
Плотность, кг/м3 826,7
Температура насыщения нефти парафином, °С 11,0
В связи со сложностью отбора представительных глубинных проб при разработке залежи была сформирована задача найти и обосновать достоверность аналитических методов определения параметров пластовых нефтей в условиях низких пластовых температур нефтенасыщенных пластов Чаяндинского месторождения, что позволило определить параметры нефти в отсутствие представительных глубинных проб, а также заменить значительный объем трудоемких экспериментальных методов на простые расчеты по аналитическим формулам.
Данная задача решалась в три этапа: промысловый, экспериментальный и аналитический.
На промысловом этапе за последние два года были проведены исследования трех объектов ботуобинского и хамакинского горизонтов. По ботуобинскому горизонту - исследования скв. 321-14 и 321-40, где были отобраны полные комплекты глубинных и сепараторных проб, необходимых для проведения дальнейших экспериментов. Качество отобранных глубинных проб в промысловых условиях контролировалось путем определения давления насыщения при стандартной температуре в каждом отобранном пробоотборнике. Все пробы доставлялись в лабораторию Корпоративного центра исследований пластовых систем ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Следующий этап решения поставленной задачи включал постановку и проведение экспериментальных исследований отобранных на промысле проб.
Экспериментальные исследования выполнялись на установке Chandler Engeneering (модель 3000), обладающей следующими характеристиками: объем нефтяной ячейки - 400 см3; максимальное давление - около 100 МПа; диапазон температур - от 3 до 200 оС (рис. 1). Больший интерес для исследований представлял нижний диапазон температур, так как пластовая температура месторождения - ниже стандартной. Для создания пониженных температур в термошкаф подавался охлажденный с помощью креостата воздух.
[ II1111111111IIII1111111!
Рис. 1. Принципиальная схема системы Chandler Engeneering ^VT Chandler 3000-GL)
Для проведения различных экспериментов установка оснащена дополнительным оборудованием, таким как высокоточные прессы, сухой газометр, сепаратор и др. Для измерения плотности пластовой нефти в технологическую линию включен плотномер Anton Paar DMA 512P; вязкость определяется двумя типами вискозиметров - капиллярным и электромагнитным. Для измерения температуры начала кристаллизации парафинов в линию также включена так называемая система обнаружения твердой фазы.
Для решения поставленных задач был выполнен большой объем экспериментальных исследований, в ходе анализа которых были получены следующие зависимости: давление насыщения
от газосодержания; давление насыщения от температуры; объемный коэффициент от газосодержания; вязкость пластовой нефти от температуры. Диапазоны данных, используемых при эксперименте, представлены в табл. 3.
Таблица 3
Диапазоны данных, используемых при экспериментах
Параметр Диапазон данных
Газосодержание, м3/м3 20-100
Давление насыщения, МПа 4-16
Температура, оС 8-20
Выполненный комплекс промысловых и экспериментальных исследований позволил подготовить информационную почву для развития аналитических методов определения некоторых параметров пластовой нефти Чаяндинского месторождения.
Начиная с середины прошлого века различные исследователи занимались развитием корреляционных зависимостей для определения параметров пластовых нефтей. Как известно, они зачастую привязаны к географическому региону, на основе данных которого эти зависимости получают, и, как правило, являются полезными для интерполяции и непригодными для экстраполяции, т. е. работают в определенном диапазоне данных. Так как в рассматриваемом случае объектом исследования является «обычная» по га-зосодержанию, плотности и другим параметрам нефть, но месторождение характеризуется аномально низкой пластовой температурой, на рис. 2 представлены температурные диапазоны наиболее
50 80 100 120 140
Пластовая температура, °С
Рис. 2. Температурные диапазоны известных корреляций
известных и применимых корреляций. Диаграмма рис. 2 отражает, что ни одна из корреляций не охватывает температурный диапазон Чаяндинского НГКМ. Это не удивительно, так как по этому параметру месторождение является в своем роде уникальным.
В связи с этим на основании имеющихся данных были произведены расчеты ключевых параметров пластовой нефти Чаяндинского месторождения с использованием известных корреляций. Сравнивали общий параметр и получали процент среднего отклонения, определяемый по формуле:
В табл. 4 и 5 показано, что практически все корреляции имеют значительное отклонение от экспериментальных данных (некоторые - до 50 %). Поэтому, используя известную корреляцию, методами регрессионного анализа подобрали коэффициенты для наибольшей сходимости расчетных и экспериментальных данных.
Таблица 4
Корреляции давления насыщения
Корреляции %
Standing, 1957 [1] 7,1
Vazquez - Beqqs, 1980 [2] 19,3
Claso, 1980 [3] 6,9
Al-Marhoun, 1988 [4] 8,1
Petrosky - Farshad, 1993 [5] 42,3
Al-Shammasi, 1999 [6] 6,7
Dindoruk - Christman, 2001 [7] 18,8
Dokla - Osman, 1992 [8] 14,6
Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, Ю.Н. Скороваров, Ю.И. Филяс, 1980 [10] 27,0
Lasater, 1958 [12] 42,4
Kartoatmojo, Schmidt, 1994 [9] 11,2
Movagharnejad, 1999 [13] 8,2
% = - У
N
Таблица 5
Корреляции газосодержания
Корреляции %
Standing, 1957 [1] 23,4
Vazquez - Beggs, 1980 [2] 12,4
Claso, 1980 [3] 2,8
Al-Marhoun, 1988 [4] 42,0
Petrosky - Farshad, 1993 [5] 84,3
Rollings, McCain Jr, 1990 [14] 27,2
P.P. Valko', W.D. McCain Jr., 2003 [11] 11,6
Lasater, 1958 [12] 42,5
Kartoatmojo, Schmidt, 1994 [9] 21,2
Movagharnejad, 1999 [13] 14,0
Ниже представлены корреляция 01а80, 1980-го года и обновленные коэффициенты, по которым получены наиболее близкие к экспериментальным данным значения (табл. 6-8).
Давление насыщения:
(R^\kfтк2 ^
і!
V I API
— 1 Hk4 +kSlogX + k6 (l°gX )
Таблица 6
Коэффициент Начальный Предлагаемый
k1 0,816 0,733
k2 0,172 0,275
k3 0,989 1,025
k4 1,7669 1,8523
k5 1,7447 1,752
ke -0,30218 -0,29553
Газосодержание:
к (k2 + k3log{pb ))Q
R = Y
s I s
Y k
I API
Tk5
Таблица 7
Коэффициент Начальный Предлагаемый
к1 2,8869 2,7584
к2 14,1812 13,6051
кз -3,3093 -3,2127
к4 0,9890 1,0025
к5 0,1720 0,1841
ка 1,2255 1,2675
Объемный коэффициент: X = Я,
+ к2Т;
В 1 + 10^3 + ^41о£ (Х ) + ^51о& (Х )2
Таблица 8
Коэффициент Начальный Предлагаемый
к1 0,526 0,621
к2 0,968 0,972
к3 -0,658511 -6,5706
к4 2,91329 2,923
к5 -0,27683 -0,28150
В работе отображены только три параметра, однако в настоящее время активно ведется сбор экспериментального материала и анализируются такие параметры, как вязкость и плотность пластовой нефти, коэффициенты сжимаемости и другие важные характеристики, используемые при проектировании разработки месторождений.
По результатам анализа проб с хамакинского горизонта также вскоре будет получен новый экспериментальный материал для продолжения работ.
В заключение можно сделать несколько выводов. Важной задачей информационного обеспечения процессов разработки и проектирования систем сбора и подготовки является поиск аналитических методов, позволяющих с достаточной точностью определить параметры нефтегазовой системы на различных этапах добычи
и подготовки продукции. Это особенно актуально в затрудненных условиях получения достоверной информации (как в случае Чаяндинского месторождения).
Получение представительных проб позволило провести большой объем экспериментальных исследований на высокоточном измерительном оборудовании в широком диапазоне определяемых параметров и термобарических характеристик, а также систематизацию и анализ известных методик расчета параметров пластовых нефтей, и определить их применимость для нефтей Чаяндинского НГКМ.
На основе выполненного анализа были обозначены наиболее подходящие методы определения некоторых параметров пластовых нефтей с учетом фактического экспериментального материала.
Список литературы
1. Standing M.B. A pressure-volume-temperature correlation for mixtures of California oils and gases / M.B. Standing // Drilling and Production Practice. - API. - P. 275-287.
2. Vasquez M.E. Correlations for Fluid Physical Property Prediction / M.E. Vasquez, H.D. Beggs // JPT. - June 1980. - P. 968-970.
3. Glaso O. Generalized pressure-volume-temperature correlations / O. Glaso // JPT. - May 1980. - P. 785-795.
4. Al-Marhoun M.A. PVT correlations for Middle East Crude Oils/ M.A. Al-Marhoun // JPT. - 1988. - P. 650-665.
5. Petrosky G.E. Jr. Pressure-volume-temperature correlations for Gulf of Mexico crude oils / G.E.Jr. Petrosky, F.F. Farshad // SPE 26644 Presented at 68th Annual Meeting of the Society of Petroleum Engineers. - Houston, Texas, USA, 1993. - P. 3-6.
6. Al-Shammasi A.A. Bubble point pressure and oil formation volume factor correlations / A.A. Al-Shammasi // Paper SPE 53185 Presented at the SPE Middle East Oil Show. - Bahrein, 1999. - P. 20-23.
7. Dindoruk B. PVT properties and viscosity correlations for Gulf of Mexico oils / B. Dindoruk, P.G. Christman // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - New Orleans, Louisiana, 2001.
8. Dokla M. Correlation of PVT properties for the UAE crudes / M. Dokla, M.E. Osman // SPE Formation Evaluation. - 1992. - P. 41-46.
9. Kartoatmodjo T. Large data bank improves crude physical property correlations / T. Kartoatmodjo, Z. Schmidt // Oil Gas J. - July 1994. - P. 51- 55.
10. Требин Г.Ф. Новый метод определения параметров нефти и газа, используемых при подсчете запасов / Г.Ф. Требин, Ю.В. Ка-пырин, Ю.Н. Скороваров, Ю.И. Филяс // Геология нефти и газа. -1980. - № 10. - С. 14-17.
11. Valko' P.P. Reservoir oil bubblepoint pressures revisited; solution gas-oil ratios and surface gas specific gravities / P.P. Valko', W.D. McCain Jr. // Journal of Petroleum Science and Engineering. -2003. - № 37. - P. 153-169.
12. Lasater J.A. Bubble-Point Pressure Correlation. Trans. / J.A. La-sater // AIME. - 1958. - P. 213, 379-381.
13. Movagharnejad and Fasih. The New Correlation for Prediction Bubble Point pressure and Oil Formation Volume Factor for Iranian Reservoirs / Movagharnejad and Fasih // Research Quarterly (№ 31), Research Institute of Petroleum Industry, National Iranian Oil Company. - January 1999 ( in Persian).
14. Rollins J.B. Estimation of the solution GOR of black oils / J.B. Rollins, W.D. McCain, J.T. Creager // JPT. - 1990. - P. 92-94.
