CC BY
13
УДК 622.279.72
Ключевые слова:
термобарические условия,
фильтрационные
эксперименты,
пластовые системы,
теплофизические
параметры,
ретроградные
области,
пластовый флюид, керн,
фазовые переходы.
Определение термобарических условий проведения фильтрационных экспериментов на моделях пластовых систем (керн и флюиды) ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
В.Н. Сокотущенко13*, Б.А. Григорьев12, Е.Б. Григорьев2, А.В. Богданов2
1 РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, к. 1
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
3 Объединенный институт высоких температур РАН, Российская Федерация 125412, Москва, ул. Ижорская, д. 13, стр.2
* E-mail: [email protected]
Тезисы. При планировании и проведении лабораторных экспериментов с целью исследования фильтрационных течений пластовых флюидов на моделях продуктивных пластов разрабатываемых месторождений углеводородов необходимо иметь в наличии надежные значения термобарических, фильтрационно-емкостных и теплофизических характеристик керна и добываемого флюида.
На основе промысловых данных для ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) с помощью многоконстантных фундаментальных уравнений исследовано фазовое поведение проб пластовых флюидов, вычислены давления начала конденсации и максимальной конденсации, соответствующие пластовой изотерме для рассматриваемых горизонтов Чаяндинского НГКМ, определены зоны изобарических и изотермических ретроградных областей, а также величины безгидратных депрессий при значениях минерализации пластовой воды 250 и 300 г/л для ботуобинского горизонта. Результаты определения равновесных условий образования гидратов из природных газов и пресной воды для Чаяндинского НГКМ свидетельствуют, что пластовая система находится в зоне гидратообразования.
Уточнение термобарических условий проведения фильтрационных экспериментов на моделях пластов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ также необходимо для постановки и решения прямой задачи фильтрации с целью верификации расчетных характеристик течения пластового флюида результатами фильтрационных экспериментов.
Физико-химические, фильтрационно-емкостные и теплофизические параметры проб керна и флюидов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского месторождения
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) приурочено к плотным низкопроницаемым коллекторам. Основные запасы углеводородов Чаяндинского НГКМ сосредоточены в сложных терригенных коллекторах ботуобинского, хама-кинского и талахского горизонтов вендского возраста, представленных в основном низкоглинистыми разнозернистыми песчаниками и песчанистыми гравелитами. Геология месторождения, а также основные термобарические характеристики залегания продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ подробно проанализированы А.Е. Рыжовым и Ю.М. Чуриковым [1, 2].
Для ботуобинского горизонта средние значения коэффициента пористости по керну достигают 0,131 д. ед., коэффициента проницаемости - 347,4 мД, для хамакинского и талахского горизонтов - соответственно 0,093 д. ед. и 171,4 мД и 0,112 д. ед. и 51,4 мД [3, 4]. Для определения характеристик газожидкостного равновесия отобранных флюидов с соответствующих горизонтов Чаяндинского НГКМ на основе данных лабораторного анализа составлена модель пластовой многокомпонентной смеси (табл. 1).
Таблица 1
Состав пластовых флюидов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов
Чаяндинского НГКМ
№ Компонент Содержание, % мол.
Ботуобинский горизонт Хамакинский горизонт Талахский горизонт
1 Не 0,4 0,74 0,36
2 Н2 0,036 0,03 0,23
3 N2 7,64 11,94 8,19
4 со2 0,03 0 0
5 СН4 84,614 80,58 82,69
6 С2Н6 4,62 4,48 5,92
7 С3Н8 1,58 1,38 1,71
8 ^С4Н10 0,18 0,17 0,17
9 П-С4Н10 0,39 0,33 0,41
10 i-C5H12 0,09 0,03 0,08
11 П-С5Н12 0,12 0,1 0,1
12 Сб 0,14 0,12 0,08
13 С7 0,06 0,06 0,03
14 С8 0,03 0,02 0,01
15 С, 0,06 0,01 0,01
16 С 0,01 0,01 0,01
Всего 100 100 100
Поскольку газовый конденсат относится к очень легким, и доля тяжелого остатка углеводородов (УВ) группы С10+ составляла 0,01 %, то остаток не разбивался на псевдокомпоненты, а рассматривался как один компонент. Согласно табл. 1 газ Чаяндинского НГКМ по потенциальному содержанию УВ группы С5+ относится к низкоконденсатному типу и является низкосернистым, низкоуглекислым, гелиеносным. Физико-химические характеристики стабильного конденсата определялись экспериментально в процессе лабораторного анализа в соответствии с требованиями действующих ГОСТов и методик.
Для построения фазовых диаграмм рассматриваемых проб пластовых флюидов соответствующих горизонтов Чаяндинского НГКМ используем многоконстантные фундаментальные уравнения состояния [5, 6], предназначенные для расчетов термодинамических свойств нефтяных и газоконденсатных систем.
Фазовые диаграммы
Для рассматриваемых 16-компонентных смесей по трем горизонтам Чаяндинского НГКМ рассчитаны значения характерных точек фазовых диаграмм1 Р—У, Р-Т, а также функции
1 Здесь и далее Р, V и Т обозначают соответственно давление, удельный объем и температуру.
плотности, вязкости, теплоемкости, теплопроводности и другие термобарические и тепло-физические параметры (табл. 2). Расчет значений для точек пограничных кривых и зоны ретроградных областей для соответствующих трех проб пластовых флюидов представлены на рис. 1.
Анализ фазовых диаграмм показывает, что критические точки для всех трех рассматриваемых горизонтов Чаяндинского НГКМ находятся левее соответствующих криконденбар. Это означает, что области ретроградных явлений К1ЕМ1К1, К2БМ2К2, К3ЕМ3К3 (см. рис. 1б) при изобарическом изменении температуры являются частью более крупных областей ретроградных явлений К1КЫ1М1К1, К2ЬЫ2М2К2, К3ШМ3К3, которые происходят при изотермическом изменении давления для рассматриваемых горизонтов Чаяндинского НГКМ.
Для полноты представления термобарических условий на рис. 1 представлены области изобарической ретроградной конденсации, которые ограничены соответственно кривыми конденсации К1БМ1, К2АМ2, К3СМ3 и кривыми максимальной конденсации К1ЕМ1, К2БМ2, К3ЕМ3. При Р = 10 МПа вычислены соответствующие значения температуры начала изобарической конденсации (точки А , Б, С) и максимальной конденсации (точки Б, Е, Е).
Таблица 2
Термобарические и теплофизические параметры продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ
Горизонт / глубина залегания, м
Параметр ботуобинский / хамакинский / талахский /
1419...1979 1321.1886 1547.1885
Керн пористость, д.ед. 0,039 0,093 0,112
проницаемость, мД 347,4 171,4 51,4
пластовая температура, К (°С) 284,15 (11)
пластовое давление, МПа 13,2 12,75 11,8
Флюид энтальпия, кДж/кг 617,78 608,23 630,08
коэффициент Джоуля - Томсона, К/МПа 2,8935 2,9165 3,2843
молярная масса смеси, кг/кмоль 18,62 18,86 18,72
температура (Т ), К 195,62 191,22 196,25
Критическая точка давление (Ркр), МПа 6,23 6,01 4,93
плотность, кг/м3 282,43 305,07 258,16
температура (Гкг), К 320,61 305,84 301,68
давление (Ркт), МПа 4,82 4,39 3,88
плотность, кг/м3 36,13 34,91 31,19
Крикондентерма вязкость (динамическая), мкПас 12,95 12,67 12,15
теплоемкость (изобарная), кДж/(кгК) 2,33 2,22 2,26
теплопроводность, мВт/(мК) 38,51 36,24 35,3
энтальпия, кДж/кг 796,98 741,72 760,12
коэффициент Джоуля - Томсона, КМПа-1 3,66 3,92 4,33
температура (Ткб), К 265,39 254,7 255,76
давление (Ркб), МПа 13,66 12,68 11,12
плотность, кг/м3 169,75 169,53 150,59
Криконденбара вязкость (динамическая), мкПас 18,43 17,93 16,55
теплоемкость (изобарная), кДж/(кгК) 3,83 3,82 4,03
теплопроводность, мВт/(мК) 53,82 51,73 49,32
энтальпия, кДж/кг 546,29 508,86 537,84
коэффициент Джоуля - Томсона, КМПа-1 2,67 2,9 3,6
Примечание: компонентный состав пластового флюида см. в табл. 1.
Заметим, что изобарические ретроградные явления возможно воспроизвести на лабораторных установках для теоретического изучения поведения пластовых флюидов. Однако на текущий момент разработки Чаяндинского НГКМ более актуальны экспериментальные и теоретические исследования фильтрационных процессов на модели пласта (МП) с учетом изотермической ретроградной конденсации и гидратообразования (см. кривые гидра-тообразования для ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ на рис. 1б).
Область изотермической ретроградной конденсации для трех рассматриваемых горизонтов Чаяндинского НГКМ ограничена соответственно кривыми конденсации К1ЕМ1К1, K2DM2K2, K3FM3K3 и кривыми максимальной конденсации K1M1N1, K2M2N2, K3M3N3. (Значения давления начала изотермической конденсации (точки G, H, I) и давления максимальной конденсации (точки K, L, O)
соответственно для ботуобинского, хамакин-ского и талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ см. далее в табл. 4.)
Указанным областям ретроградной конденсации соответствуют различные механизмы возникновения и развития процесса образования ретроградного конденсата в пласте. Графики на рис. 1б свидетельствуют, что изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры (крикондентермы). Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением (криконденба-рой). Известно, что ретроградные процессы испарения и конденсации сопровождаются непрерывным изменением состава и объемного соотношения жидкой и паровой фаз. Например, по соответствующей фазовой диаграмме (см. рис. 1) можно проследить
Я 14
го о го
Р= ЮМПа
Изотерма ретроградной конденсации (при Т= 284,15 К)
-.. ..
---—*
Чг, -
Я 14
3
0,0031 0,0071 0,0111 0,0151 0,0191 0,0231 0,0271 0,0311 0,0351 0,0391 0,0431
К м7кг
а
Ботуобинский горизонт:
— конденсация
— максимальная конденсация парообразование
Гидратообразование при минерализации пластовой воды, т/л:
.Г.°. 0 250 г.3.°! 300
О А-! критическая точка: удельный объем = 0,0035 м3/кт ОМ крикондентерма: удельный объем Г'„ = 0,028 м3/кт ОМ! криконденбара: удельный объем 1'кб = 0,0059 м3/кт
185 195 205 215 225 235 245 255 265 275 285 295 305 315 325
Хамакинский горизонт:
• •• конденсация
максимальная конденсация
• •• парообразование
Д К! критическая точка: Скр = 0,0032 м3/кт ДА?2 крикондентерма: Г'„ = 0,028 м3/кт ДА/2 криконденбара: Скв = 0,0059 м3/кг
б
Талахский горизонт:
— — конденсация
— — максимальная конденсация
— — парообразование
ОА'з критическая точка: Скр = 0,0039 м3/кг ОА?з крикондентерма: Г'„ = 0,032 м3/кт ОМ3 криконденбара: Скв = 0,0066 м3/кт
Г, К
Рис. 1. Фазовые диаграммы Р-У (а) иР-Г(б):
значения 1\:[Г Р,
ш- р* и Т^ см. в табл. 2
течение процессов обратного испарения и конденсации.
В каждой точке кривой конденсации состав газовой фазы является составом газоконденсат-ной смеси в целом. Далее в случае изотермической ретроградной конденсации по мере падения пластового давления в двухфазной области при прохождении по изотерме от точек начала конденсации G, H, I происходит накопление конденсата до давлений, соответствующих точкам максимальной конденсации K, L, O. При этом, заметим, в фазе с конденсированной жидкостью вначале преобладает менее летучий компонент. По мере дальнейшей конденсации летучий компонент постепенно переходит в жидкую фазу, делая газовую фазу все легче.
Вместе с тем исходя из анализа промысловых данных о трех рассматриваемых горизонтах исключается вариант изобарической ретроградной конденсации на промысле при разработке Чаяндинского НГКМ, поскольку пластовая изотерма для всех трех рассматриваемых горизонтов лежит в диапазоне 9.13 °С правее температуры криконденбар (см. рис. 1б). В этой связи более актуальными являются проведение фильтрационных экспериментов и дальнейшая верификация этих результатов по теоретическим расчетам в области изотермической ретроградной конденсации. Поскольку области изотермической ретроградной конденсации занимают значительные площади на самих фазовых диаграммах, добыча с указанных горизонтов происходит в ретроградной области на протяжении всей истории разработки, что накладывает весьма существенные ограничения на управление всей разработкой Чаяндинского НГКМ на режимах истощения и поддержания пластового давления в отличие от других известных месторождений углеводородов. Также это обстоятельство влияет на планирование и проведение лабораторных фильтрационных экспериментов с целью моделирования и определения добычных характеристик на МП бо-туобинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ, а именно определяет давления и температуры фильтрующегося флюида на входе и выходе керна при проведении лабораторного эксперимента.
Учет гидратообразования
Условия образования гидратов зависят от состава газа, изменения его влагосодержания, изменения давления и температуры газа при его
движении от пласта до устья скважины, тепло-физических свойств пласта, газа и окружающих скважину пород [7]. Уточненные теоретические и экспериментальные исследования по образованию и диссоциации гидратов при различных термобарических условиях залегания пластовых флюидов и воды представлены ранее [8-12].
Термобарические условия залегания пластовых флюидов (см. табл. 2) свидетельствуют, что залежи Чаяндинского НГКМ находятся в термобарическом режиме, близком к гидрат-ному. Кроме того, в состав пластовых газов входят тяжелые гомологи метана и углекислый газ, что дополнительно стимулирует гидратообра-зование. Однако высокая минерализация пластовых вод до известной степени сдерживает образование гидратов.
Зависимости для определения равновесных условий образования гидратов из природных газов и пресной воды для условий Чаяндинского НГКМ показывают, что система в процессе разработки может находиться в зоне гидратообразования (рис. 2). При этом в случае минерализации пластовой воды равновесная кривая гидратообразования без учета минерализации (Г0) сдвигается по фазовой диаграмме в зависимости от степени минерализации в среднем на 15.20 кельвинов (см. кривые Г250 и Г300). Расчеты показывают, что в этом случае при в заданных пластовых условиях залегания флюида ботуобинского горизонта возможно существование безгидратных депрес-сий2 ДРб.г ф 0.
В связи с вышесказанным на рис. 2 показаны точки гидратообразования т. Г250 и т. Г300 и вычисленные значения безгидратной депрессии ДРбг для пластовых вод ботуобинского горизонта минерализацией 250 и 300 г/л соответственно (табл. 3). Таким образом, при пластовых условиях залегания флюида ботуо-бинского горизонта возможно существование безгидратных депрессий ДРб.г = 0 МПа.
Для установления безгидратного технологического режима работы скважины необходимо определить изменение давления и температуры газа при его движении от пласта до устья и увязать их с равновесным давлением или равновесной температурой образования гидратов. Заметим, что вычисленные значения
Понятие безгидратной депрессии было расширено В.А. Истоминым и Д.М. Федуловым [9]. Ими же введено понятие безгидратного времени.
Т,К
—— конденсация
— максимальная конденсация
— прямая Джоуля - Томсона
Гидратообразование при минерализации пластовой воды, г/л: .г,°. 0 Г250 2 5 0 Г300 3 00
ф пластовые условия: Т = 284,15 К, Р = 13,2 МПа
Рис. 2. Фрагмент фазовой диаграммы Р—Т с учетом кривых гидратообразования для ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ при различной минерализации
пластовых вод
Таблица 3
Термобарические условия гидратообразования для ботуобинского горизонта
Чаяндинского НГКМ
Параметр Минерализация пластовой воды, г/л
250 300
Температура гидратообразования, К (°С) 278,6 (5,45) 272,5 (-0,65)
Давление гидратообразования, МПа 11,45 9,65
ДРв.„ МПа 1,75 3,55
параметров гидратообразования (см. табл. 3) получены без учета остаточной водоносыщен-ности и в этой связи нуждаются в постоянных корректировках и уточнениях для проб из каждой отдельной скважины в процессе разработки. По результатам исследований керна продуктивных пластов Чаяндинского НГКМ установлено, что остаточная водонасыщенность пород составляет 15.. .20 % объема пор [6]. При таком уровне водонасыщенности гидратообразование
возможно на забое скважины в водной фазе, формирующейся в результате смешения остаточной и конденсационной воды. Образование гидратов на забое скважины сопровождается одновременным снижением дебита газа, а также забойного и устьевого давлений.
В Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин3
См. Р Газпром 086-2010. - Ч. 1.
указано, что в зонах вечной мерзлоты важны оценки температурного режима работы скважин и возможности образования гидратов. При освоении скважин в таких условиях возникает необходимость разработки комплекса мероприятий по предупреждению процессов гидратообразования при освоении и исследовании скважин. Особое значение имеет повышение качества газогидродинамических методов исследования скважин и достоверности интерпретации полученных параметров исследуемых объектов, которая является главной составляющей подсчета запасов и последующего формирования научно обоснованных систем разработки.
Выбор длины керна при проведении лабораторных экспериментов
При проведении фильтрационных экспериментов минимальная длина керна ^мин, мм, определяется по формуле [13]4
Ь = = 1000^/kw,
мин ^ * * '
где к, т - средняя проницаемость, мкм2, и средняя пористость, д.ед., образца соответственно; П;, П2 - критерии подобия модели и натуры, выведенные Д.А. Эфросом и В.П. Оноприенко (П1 - комплекс величин, характеризующих отношение перепадов капиллярного и гидродинамического давлений при проведении эксперимента; П2 - комплекс величин, характеризующих соотношение градиентов капиллярного и гидродинамического давлений). В случае если расчетное значение £мин окажется меньше 150 мм, следует применять составной образец длиной не менее 150 мм. Рабочий участок составного образца, на котором проводятся измерения перепада давления и флюидонасы-щенности, должен быть равноудален от входного и выходного торцов образца и иметь длину от 30 мм до 1/3 длины образца.
Для изучаемых ботуобинского, талахско-го и хамакинского горизонтов Чаяндинского НГКМ, учитывая значения пористости и проницаемости пород по каждому горизонту (см. табл. 2), согласно приведенной выше формуле имеем следующие минимальные длины МП соответственно: ЬБГ = 115,63 мм,
4 См. также: Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации: ОСТ 39-235-89.
ЬХГ = 125,43 мм, ЬТГ = 75,38 мм. Таким образом, для проведения фильтрационных экспериментов на заданных МП для всех трех рассматриваемых горизонтов ¿мин следует принимать одинаковой и равной 150 мм. При этом в ходе решения на МП задачи фильтрации получаем значения пластового давления, температуры, насыщенностей и изменения фазового состояния фильтрующегося флюида. Результаты решения задачи фильтрации каждый раз должны быть верифицированы согласно имеющимся экспериментальным данным, полученным как на промысле, так и на МП в профильных лабораториях в рамках этапов разработки реального месторождения углеводородов. Причем независимо от степени приоритетности теоретических или экспериментальных исследований, экспериментальные и теоретические фильтрационные исследования должны проводиться совместно, дополняя друг друга.
Таким образом, при планировании лабораторного эксперимента по фильтрации с целью изучения добычных характеристик МП ботуо-бинского, хамакинского и талахского горизонтов Чаяндинского НГКМ параметры флюида на входе МП интерпретируем как пластовые (табл. 4), а на выходе МП - как значения, которые могут возникнуть на забое пласта. Заметим, что температуру на входе МП, интерпретируемую как пластовая температура, можем принять одинаковой для трех рассматриваемых горизонтов на актуальный момент времени разработки месторождения (2021 г.) и равной средней пластовой температуре 11 °С.
Определенные термобарические условия на входе и выходе МП, конечно, не отражают всего диапазона условий рассматриваемых горизонтов Чаяндинского НГКМ. Вместе с этим для проведения фильтрационных расчетов с учетом различных термодинамических эффектов, например определения степени влияния неизотермичности и нелинейности фильтрационного течения пластовых флюидов, давление и температура флюида на входе МП интерпретируются как его пластовые параметры. Давление и температура на выходе МП соответствуют термобарическим условиям добываемого флюида на забое. Под забойным давлением понимается давление на забое скважины, соответствующее динамическому уровню в скважине. За пластовое давление принято принимать давление в пласте между скважинами, которое устанавливается во время
Таблица 4
Длины кернов и термобарические параметры проведения фильтрационных экспериментов ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов
Чаяндинского НГКМ
Параметры эксперимента для МП Горизонты Чаяндинского НГКМ
ботуобинский хамакинский талахский
Lмин, мм 150
Давление на входе (выходе) керна, МПа 13,2 (3) 12,75 (3) 11,8 (3)
Температура эксперимента, К (°С) 284,15 (11)
Изотермическая ретроградная конденсация (при температуре пласта 284,15 К)
Давление начала конденсации, МПа 13 11,09 9,507
Давление максимальной конденсации, МПа 5,1 4,6 4,100
V, м3/кг 0,022 0,024 0,028
работы всех скважин. Однако необходимо иметь в виду, что значения пластового давления в различных точках залежи меняются как во времени, так и в межскважинном пространстве залежи в процессе разработки. При решении фильтрационных задач за начальное пластовое давление принимают забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора флюида из пласта. Очевидно, эти эмпирические замеры по скважинам не могут быть приняты в качестве надежного способа определения пластового давления для всего месторождения в целом даже в начальный момент времени (на начало разработки). Такие промысловые замеры могут обладать и обладают на практике существенной неточностью. Вместе с этим одной из целей решения прямых фильтрационных задач, помимо верификации по результатам экспериментальных исследований течения пластовых флюидов на МП, является как раз определение поля пластовых давлений, температур и других физико-химических и термодинамических параметров в межскважинном пространстве залежи [16-18].
***
В статье на основе промысловых данных для ботуобинского, хамакинского и талахско-го горизонтов Чаяндинского НГКМ с помощью многоконстантных фундаментальных уравнений проф. Б.А. Григорьева проведено исследование фазового поведения проб пластовых флюидов, вычислены давления начала конденсации и давления максимальной конденсации, соответствующие пластовой изотерме для рассматриваемых горизонтов Чаяндинского НГКМ, определены зоны изобарических и изотермических ретроградных областей.
Зависимости для определения равновесных условий образования гидратов из природных газов и пресной воды для условий Чаяндинского НГКМ свидетельствуют, что при пластовых термобарических условиях система находится в зоне гидратообразования. Эти результаты позволяют уточнить расчет фильтрационных течений пластовых флюидов на Чаяндинском НГКМ и сделать планирование и проведение лабораторных экспериментов на МП данного месторождения углеводородов более точными и адекватными реальным условиям добычи пластовых флюидов на промысле.
Обобщение и анализ результатов экспериментальных исследований фазового поведения пластовых углеводородных флюидов в водона-сыщенных пористых средах свидетельствуют, что при пластовых условиях Чаяндинского НГКМ имеют место риски гидратообразова-ния. Для определения условий безгидратной разработки продуктивной залежи необходимы фазовые диаграммы гидратов углеводородной смеси Чаяндинского НГКМ при различной минерализации воды, а также зависимости снижения температуры на забое скважины от депрессии вследствие эффекта Джоуля - Томсона.
Зависимость коэффициента Джоуля -Томсона от температуры и давления носит достаточно сложный характер. В рассматриваемой термобарической области значения коэффициента Джоуля - Томсона находятся в диапазоне от 2,5 до 4 К/МПа. Для оценочных расчетов среднее значение коэффициента Джоуля - Томсона можно принять равным 3,25 К/МПа. На основе полученных данных установлено, что безгидратные депрессии разработки ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ могут составить
от 1 до 3 МПа в зависимости от минерализации пластовой воды.
Расчеты показали, что значения ДРбг существенным образом зависят от коэффициента Джоуля - Томсона. Так, изменение коэффициента Джоуля - Томсона на 1 К/МПа при заданных уровнях минерализации пластовых вод ботуобинского горизонта 250 и 300 г/л влечет за собой изменение ДРб.г в среднем на 54,4 %. В абсолютных значениях это изменение составляет 1,4 либо 3 МПа при минерализации пластовой воды 250 либо 300 г/л соответственно.
Вычисленные значения ДРб.г следует рассматривать как предварительные (оценочные), требующие дальнейших уточнений для каждой отдельно взятой скважины на каждом горизонте Чаяндинского НГКМ. Для этого необходимы
дополнительные промысловые и лабораторные эксперименты, а также разработка и уточнение теоретических моделей с учетом влияния минерализации пластовых вод на каждом из горизонтов на величину ДРбг. В настоящее же время следует использовать 1 МПа в качестве значения предельной безгидратной депрессии, рекомендованной в отчете ООО «Газпром ВНИИГАЗ» за 2013-2014 гг. «Проведение комплексных исследований гидратообразования и гидратоотложения в пластовых и скважин-ных системах ЧНГКМ и разработка предложений по предупреждению гидратообразования при эксплуатации месторождения».
Работа выполнена при финансовой поддержке гранта РФФИ 20-08-00052 А.
Список литературы
1. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения / А.Е. Рыжов // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 1 (12). - С. 145-160.
2. Чуриков Ю.М. Закономерности изменения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов вендских отложений месторождений газотранспортной системы «Сила Сибири» в зависимости от глубины залегания и фациальной принадлежности отложений / Ю.М. Чуриков // Территория нефтегаз. - 2019. - № 6. - С. 12-33.
3. Поляков Е.Е. Продуктивность сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения
в зависимости от литолого-петрофизических свойств и геолого-технических условий вскрытия отложений / Е.Е. Поляков, Е.А. Пылев, И.В. Чурикова и др. // Территория нефтегаз. - 2017. - № 12. - С. 22-32.
4. Поляков Е.Е. Проблемы определения коэффициента проницаемости
по геофизическим исследованиям скважин для сложнопостроенных коллекторов вендского периода Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на этапе эксплуатационного бурения / Е.Е. Поляков, Е.А. Пылев, И.В. Чурикова и др. // Территория нефтегаз. -2018. - № 10. - С. 30-41.
5. Григорьев Б.А. Моделирование термодинамических свойств нефтяных и газоконденсатных систем на основе фундаментальных многоконстантных уравнений состояния / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, И.С. Александров и др. -М.: Газпром экспо, 2016.
6. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства углеводородов нефти, газовых конденсатов, природного и сопутствующих газов:
в 2 т. / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, И.С. Александров; под общ. ред. Б.А. Григорьева. - М.: МЭИ, 2019. - Т. 1. -735 с.
7. Отчет по результатам геолого-технологического сопровождения вскрытия и испытания пластов на скважине № 321-75 Чаяндинского НГКМ. -Тюмень: Газпром георесурс, 2015. - 247 с.
8. Истомин В.А. Газовые гидраты в природных условиях / В.А. Истомин, В.С. Якушев. -М.: Недра, 1992. - 236 с.
9. Истомин В.А. Термодинамика призабойной зоны пласта с учетом минерализации остаточной воды в коллекторе и возможности гидратообразования / В.А. Истомин,
Д.М. Федулов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 4 (15): Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - С. 6-14.
10. Истомин В.А. О возможной гидратонасыщенности пористых сред низкотемпературных газовых залежей / В.А. Истомин, Д.В. Изюмченко,
B.И. Лапшин и др. // Эффективность освоения запасов углеводородов: науч.-техн. сб. в 4 ч. - Ухта: Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, 2010. - Ч. 2: Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования нефтегазоконденсатных пластовых систем. - С. 32-45.
11. Булейко В.М. Фазовое поведение углеводородов в водонасыщенном песчаном коллекторе при условиях гидратообразования / В.М. Булейко, Г.А. Вовчук, Б.А. Григорьев и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 4 (20): Проблемы разработки газовых, газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений. -
C. 156-163.
12. Троицкий В.М. Физическое моделирование процессов гидратообразования в режиме фильтрации природного газа в поровой среде Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / В.М. Троицкий, А.Ф. Соколов,
B.А. Истомин и др. // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. - № 4 (24): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. -
C. 99-109.
13. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем / Д.А. Эфрос. -М.: Гостехиздат, 1963.
14. Сокотущенко В.Н. Задача неизотермической фильтрации углеводородной смеси в призабойной зоне пласта с учетом многокомпонентной диффузии / В.Н. Сокотущенко, Б.А. Григорьев // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. - № 3 (45): Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. -С. 117-128.
15. Сокотущенко В.Н. Влияние неизотермичности процесса фильтрации углеводородной смеси
в призабойной зоне пласта на продуктивность скважины / В.Н. Сокотущенко, Е.Б. Григорьев,
A.П. Федосеев // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. -
№ 2 (44): Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов. - С. 199-214.
16. Григорьев Е.Б. Анализ фазового поведения газоконденсатной смеси при различных фильтрационных моделях пласта / Е.Б. Григорьев, В.В. Качалов,
B.Н. Сокотущенко // Вести газовой науки: науч.-технический. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 1 (38): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - С. 188-196.
Diagnosis of thermobaric conditions for arranging filtration tests on models of bedded systems (core and fluids): a cases of Botuobuya, Khamaki and Talakh horizons of Chayanda oil-gas-condensate field
V.N. Sokotushchenko1,3*, B.A. Grigoryev1,2, Ye.B. Grigoryev2, A.V. Bogdanov2
1 National University of Oil and Gas «Gubkin University», Block 1, Bld. 65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
3 Joint Institute for High Temperatures of the Russian Academy of Sciences, Block 2, Bld. 13, Izhorskaya street, Moscow, Russian Federation
* E-mail: [email protected]
Abstract. At planning and arrangement of the laboratory tests aimed at studying filtration flows of the in-situ fluids using models of the productive layers of the operated hydrocarbon fields, one needs the reliable values of the thermobaric, permeability and thermophysical properties of the core and the recovered fluid.
Basing on logging of Botuobuya, Khamaki and Talakh horizons of Chayanda oil-gas-condensate field and the multi-constant fundamental equations of state, authors studied phase behavior of the in-situ fluids samples, calculated the pressures of initial condensation and maximal condensation, which correspond to an in-situ isotherm for the examined horizons, picked out the zones of the isobaric and isothermal retrograde areas, and for Botuobuya horizon determined the values of the hydrate-free depressions for in-situ waters with mineralization of 250 and 300 g/l. The estimations of the balance conditions for hydrates derivation from the natural gases and freshwater in respect to Chayanda field testify that the examined bedded system falls within a range of hydrating.
Elaboration of thermobaric conditions for filtration tests related to Botuobuya, Khamaki and Talakh horizons of Chayanda field is also necessary when a direct filtration problem is to be stated and solved to verify the calculated fluid flow characteristics by the experimental data.
Keywords: thermobaric situation, filtration tests, bedded systems, thermophysical properties, retrograde areas, in-
situ fluid, core, phase transitions.
References
1. RYZHOV, A.Ye. Types and properties of the clastic Vendian reservoirs of Chayandinskoe NGKM [Tipy i svoystva terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki. collected scientific technical papers. Moscow. Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 1 (12). Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 145-160. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. CHURIKOV, Yu.M. Regularities of changes in the cutoff values of formation reservoir properties of productive reservoirs of Vendian deposits of the "Power of Siberia" gas transmission system, depending on the depth and facies of sediments [Zakonomernosti izmeneniya granichnykh znacheniy filtratsionno-yemkostnykh svoystv produktivnykh kollektorov vendskikh otlozheniy mestorozhdeniy gazotransportnoy sistemy "Sila Sibiri" v zavisimosti ot glubiny zaleganiya i fatsialnoy prinadlezhnosti otlozheniy]. Territoria Neftegaz, 2019, no. 6, pp. 12-33. ISSN 2072-2745. (Russ.).
3. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. PYLEV, I.V. CHURIKOVA, et al. Productivity of complex terrigenous Vendian reservoirs of the Chayandinskoe field depending on the lithological and petrophysical properties and geological and technical conditions of the opencut of sediments [Produktivnost slozhnopostroyennykh terrigennykh kollektorov venda Chayandinskogo mestorozhdeniya v zavisimosti ot litologo-petrofizicheskikh svoystv i geologo-tekhnicheskikh usloviy vskrytiya otlozheniy]. Territoria Neftegaz, 2017, no. 12, pp. 22-32. ISSN 2072-2745. (Russ.).
4. POLYAKOV, Ye.Ye., Ye.A. PYLEV, I.V CHURIKOVA, et al. Issues on the permeability coefficient determination by geophysical well logging for the composite reservoirs of Vendian period in the Chayandinskoe oil and gas condensate field at the development drilling stage [Problemy opredeleniya koeffitsiyenta pronitsayemosti po geofizicheskim issledovaniyam skvazhin dlya slozhnopostroyennykh kollektorov vendskogo perioda Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya na etape ekspluatatsioonogo bureniya]. Territoria Neftegaz, 2018, no. 10, pp. 30-41. ISSN 2072-2745. (Russ.).
5. GRIGORYEV, B.A., A.A. GERASIMOV, I.S. ALEKSANDROV. Modeling the thermodynamic properties of oil and gas condensate systems based on fundamental multi-constant equations of state [Modelirovaniye termodinamicheskikh svoystv neftyanykh i gazokondensatnykh sistem na osnove fundamentalnykh mnogokonstantnykh uravneniy sostoyaniya]. Moscow. Gazprom ekspo, 2016. (Russ.).
6. GRIGORYEV, B.A., A.A. GERASIMOV, I.S. ALEKSANDROV. Thermophysical properties of hydrocarbons among petroleum, gas condensates, natural and associated gases [Teplofi zicheskiye svoystva uglevodorodov nefti, gazovykh kondensatov, prirodnogo i soputstvuyushchikh gazov]. in 2 vls. Moscow. Moscow Power Engineering Institute, 2019, vol. 1. (Russ.).
7. Report on results of geotechnical support for drilling-in and testing of layers within the well no. 321-75 at Chayanda oil-gas-condensate field [Otchet po rezultatam geologo-tekhnologicheskogo soprovozhdeniya vskrytiya i ispytaniya plastov na skvazhine N° 321-75 Chayandinskogo NGKM]. Tyumen. Gazprom Georesurs, 2015. (Russ.).
8. ISTOMIN, V.A., V.S. YAKUSHEV. Gas hydrates in natural environment [Gazovyye gidraty v prirodnykh usloviyakh]. Moscow. Nedra, 1992. (Russ.).
9. ISTOMIN, V.A., D.M. FEDULOV. Near wellbore formation thermodynamics at residual water salinity in the reservoir and the possibility of hydrate formation [Termodinamika prizaboynoy zony plasta s uchetom mineralizatsii ostatochnoy vody v kollektore i vozmozhnosti gidratoobrazovaniya]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow. Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 4 (15). Problems of operation of gas, gas condensate and oil and gas fields, pp. 6-14. ISSN 2306-8949. (Russ.).
10. ISTOMIN, V.A., D.V. IZUMCHENKO, V.I. LAPSHIN, et al. On possible hydrate saturation of porous media within low-temperature gas deposits [O vozmozhnoy gidratonasyshchennosti poristykh sred nizkotemperaturnykh gazovykh zalezhey]. In. Efficacy of hydrocarbon reserves development [Effektivnost osvoyeniya zapasov uglevodorodov]. collected scientific papers in 4 pts. Ukhta. Gazprom VNIIGAZ Ukhta subsidiary, 2010, pt. 2. Development and operation of fields. Complex studies of oil-gas-condensate reservoir systems [Razrabotka i ekspluatatsiya mestorozhdeniy. Kompleksnyye issledovaniya neftegazokondensatnykh plastovykh system], pp. 32-45. (Russ.).
11. BULEYKO, V.M., G.A. VOVCHUK, B.A. GRIGORYEV, et al. Phase behaviour of hydrocarbons in a water-saturated sand reservoir in hydrating conditions [Fazovoye povedeniye uglevodorodov v vodonasyshchennom peschanom kollektore pri usloviyakh gidratoobrazovaniya]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow. Gazprom VNIIGAZ LLC, 2014, no. 4 (20). Problems of development of gas, gas condensate and oil/gas/condensate fields, pp. 156-163. ISSN 2306-8949. (Russ.).
12. TROITSKIY, V.M., A.F. SOKOLOV, V.A. ISTOMIN,et al. Physical modeling of hydrate formation in a mode of natural gas filtering in porous media of Chayanda oil-gas-condensate field [Fizicheskoye modelirovaniye protsessov gidratoobrazovaniya v rezhime filtratsii prirodnogo gaza v porovoy srede Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki. collected scientific technical papers. Moscow. Gazprom VNIIGAZ LLC, 2015, no. 4 (24). Actual issues in research of stratal hydrocarbons systems, pp. 99-109. ISSN 2306-8949. (Russ.).
13. EFROS, D.A. Study offiltration of heterogeneous systems [Issledovaniye filtratsii neodnorodnykh system]. Moscow: Gostekhizdat, 1963. (Russ.).
14. SOKOTUSHCHENKO, V.N., B.A. GRIGORYEV. Problem of non-isothermal filtration of a hydrocarbon mixture in bottom-hole formation zone in view of multicomponent diffusion [Zadacha neizotermicheskoy filtratsii uglevodorodnoy smesi v prizaboynoy zone plasta s uchetom mnogokomponentnoy diffuzii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2020, no. 3(45): Modern approach and promising technologies within the projects for development of oil-and-gas fields at Russian continental shelf, 117-128 pp. ISSN 2306-8949. (Russ.).
15. SOKOTUSHCHENKO, V.N., Ye.B. GRIGORYEV, A.P. FEDOSEYEV. Effect of non-isothermal filtration of a hydrocarbon mixture in a bottom-hole area on productivity of a well [Vliyaniye neizotermichnosti protsessa filtratsii uglevodorodnoy smesi v prizaboynoy zone plasta na produktivnost skvazhiny]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2020, no. 2 (44): Control of gas pipelines technical status and integrity, pp. 199-214. ISSN 2306-9849. (Russ.).
16. GRIGORYEV, Ye.B., V.V. KACHALOV, V.N. SOKOTUSHCHENKO. Analyzing phase behavior of a gas mixture for cases of various filtration core models [Analiz fazovogo povedeniya gazokondensatnoy smesi pri razlichnykh filtratsionnykh modelyakh plasta]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 1 (38): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 188-196. ISSN 2306-9849. (Russ.).
