Способ оценки воздействия техногенных факторов на изменение компонентного состава и свойств пластового флюида в призабойной зоне пласта
METHOD FOR ASSESSING THE IMPACT OF MAN-MADE FACTORS ON CHANGES IN THE COMPONENT COMPOSITION AND PROPERTIES OF FORMATION FLUID IN THE BOTTOMHOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки месторождений с системой поддержания пластового давления (с водонапорным режимом), и может быть использовано для обоснования и прогнозирования изменения компонентного состава и свойств пластового флюида в процессе эксплуатации залежи (продуктивного пласта).
Разработка месторождения на водонапорном режиме подразумевает постоянное поддержание пластового давления (ППД) в залежи на уровне выше давления насыщения нефти газом. При данном режиме разработки возможность внутрипластовой дегазации нефти в процессе эксплуатации залежи исключается. В тоже время, даже при условии разработки залежи с системой ППД отмечается влияние некоторых техногенных факторов, способных привести к изменению компонентного состава и свойств пластового флюида:
- Снижение забойного давления в добывающих скважинах до уровня давления насыщения нефти газом и ниже (возникновения локальных зон дегазации нефти в околоскважинном пространстве - в радиусе «воронки» депрессии);
- Дегазация нефти нагнетаемой в пласт водой (суть упомянутого явления заключается в переходе из пластовой нефти в закачиваемую воду преимущественно легких углеводородных (метан) и неуглеводородных (азот и двуокись углерода) компонентов).
После воздействия вышеуказанных техногенных факторов изменяется компонентный состав и свойства пластового флюида:
1-4
На начальном этапе эксплуатации по мере снижения забойного давления в скважине в добываемой продукции отмечается увеличение доли легких углеводородных компонентов (С), нефть становится менее вязкой и плотной.
Напротив, в результате длительной промывки закачиваемой водой, а также после снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом ухудшается качество добываемой нефти (увеличивается плотность и вязкость, снижается содержание легких углеводородных компонентов).
Явления, связанные со снижением забойного давления охватывают только часть залежи, ограниченную призабойной зоной пласта, и, как правило, не учитываются при выполнении прогнозных расчетов на гидродинамических моделях, построенных с применением специализированных программных продуктов - симуляторов. Данное обстоятельство объясняется сложностью реализации задачи, сопряженной с необходимостью детализации строения модели (уменьшения размера отдельных ячеек в десятки и сотни раз по сравнению со стандартными гидродинамическими моделями). В свою очередь, явление газообмена между нефтью и нагнетаемой водой вообще не моделируется ни в одном из существующих гидродинамических симуляторов.
Известен способ оценки изменения свойств пластового флюида в результате взаимодействия с закачиваемой водой, который описан в работе [1 - Амерханов И.М., Хмелевских Е.И. Влияние свойств пластовых нефтей на эксплуатацию скважин в условиях обводнения их продукции. - Нефтяное хозяйство, 1977, №1, с. 37-39. ПРОТОТИП].
Способ заключается в лабораторном моделировании процесса «промывки» пластовой нефти нагнетаемой в пласт водой. Возникновение, как такового эффекта «промывки», связано с продвижением фронта закачиваемой воды в условиях зональной и послойной неоднородности пласта, что является причиной неравномерного вытеснения и приводит к расширению площади контакта нефти с водой. В результате определенный объем пластовой нефти непосредственно контактирует с потоком воды, движущимся с относительно большей скоростью по высокопроницаемому промытому пропластку. Авторами работы [1] разработан экспериментальный способ оценки изменения свойств нефти в результате взаимодействия с закачиваемой водой. В рамках апробации способа проведена серия опытов по смешиванию одинаковых объемов нефти и воды при пластовых условиях. После определения необходимых параметров (давления насыщения нефти газом, изменения газового фактора нефти) воду выводили из установки фазового поведения. Затем эксперимент повторяли со свежей порцией воды, иными словами, моделировалось ступенчатое экстрагирование водой компонентов из пластовой нефти. Для опытов использовалась вода различного состава и плотности. В результате лабораторного моделирования построены зависимости изменения газового фактора и давления насыщения нефти газом от кратности контакта нефти с водой.
Недостаток данного способа заключается в применении упрощенной схемы проведения лабораторного эксперимента, не учитывающей изменения барического режима эксплуатации скважин. При этом эксплуатация скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом является достаточно распространенным явлением в производственной практике, следовательно, данный техногенный фактор оказывает существенное влияние на изменение компонентного состава и свойств пластового флюида в призабойной зоне пласта (в околоскважинном пространстве).
Еще один недостаток вышеописанного способа состоит в том, что стадийностью лабораторного эксперимента не предусмотрено проведение исследований по определению компонентного состава и свойств собственно пластовой нефти, вступившей в непосредственный контакт с нагнетаемой водой, хотя авторы работы [1] заявляют об ухудшении ее качества в результате промывки. Для проведения данных исследований необходимо пересмотреть схему проведения лабораторного эксперимента, что приведет к увеличению сложности и трудоемкости работ.
Задачей изобретения является определение компонентного состава и свойств пластового флюида в призабойной зоне пласта скважины, подвергшегося изменению в результате воздействия техногенных факторов, обусловленных режимом эксплуатации скважины, таких как изменение забойного давления, промывка нефти закачиваемой водой.
Техническим результатом изобретения является повышение точности прогноза изменения компонентного состава и свойств пластового флюида в процессе эксплуатации залежи с учетом стадии разработки месторождения, в частности таких параметров, как газовый фактор, плотность, вязкость нефти, теплотворная способность газа, содержание целевых компонентов.
3
Технический результат достигается описываемым способом, реализуемым с применением компоновки лабораторного оборудования (Фиг. 1), состоящей из установки фазового поведения 1, объемного насоса высокого давления 7, пробоотборников высокого давления с плавающим поршнем объемом не менее 700 см для подачи нефти 5 и воды 6, плотномера 8, электромагнитного вискозиметра 9, вакуумированного пикнометра 10, газометра 11, хроматографа, с использованием пробы пластового флюида не менее 500 мл, а при ее отсутствии допускается подготовка образца флюида методом рекомбинации из проб нефти и попутного нефтяного газа, отобранных на устье добывающей скважины с воссозданием свойств флюида, характерных для начального этапа эксплуатации исследуемой залежи. Далее, перед началом моделирования определяют плотность и динамическую вязкость в пластовых условиях, компонентный состав нефти и растворенного в ней газа с выдерживанием пробы флюида в пробоотборнике высокого давления 5 в течение не менее суток и перемешиванием, причем, для лабораторного моделирования используют воду, подаваемую в систему поддержания пластового давления рассматриваемого месторождения, которую предварительно очищают от механических примесей и нефтепродуктов, дегазируют, фиксируют ее плотность, минерализацию, pH, ионный состав. Далее изменение компонентного состава и свойств пластового флюида моделируют в установке фазового поведения 1 при смешивании нефти с нагнетаемой водой, причем, моделирование проводят в несколько последовательных циклов, при этом в каждом цикле предусматривают изменение давления в установке фазового поведения 1 на заданную величину по аналогии с данными о режиме эксплуатации конкретной скважины или объекта разработки, при этом, в первом цикле моделирования в установку фазового поведения 1 при заданных пластовых условиях вводят порцию пластового флюида заданного объема и такой же объем дегазированной воды. Затем после завершения цикла смесь отстаивают до максимального уменьшения слоя эмульсии, причем, в случае выделения свободного газа из нефти в ходе цикла моделирования в установке фазового поведения фиксируют давление насыщения и измеряют объем образовавшейся «газовой шапки», которую отводят из установки фазового поведения на хроматограф для определения компонентного состава газа. Затем воду после отстоя удаляют из установки фазового поведения в вакуумированный пикнометр 10, в котором из отобранной порции воды выделяют экстрагированный газ. Давление приводят к атмосферному, замеряют объем выделившегося газа с помощью газометра 11, а газ анализируют на хроматографе. Далее нефть из установки фазового поведения 1 переводят на плотномер 8 для определения плотности и вискозиметр 9 - для определения динамической вязкости. Затем нефть переводят в пикнометр 10, в котором происходит сепарация растворенного газа, объем которого измеряется в газометре 11, после чего на хроматографе проводят исследования по определению компонентного состава нефти. Следующий цикл эксперимента начинают с ввода исходной пробы нефти заданного объема в установку фазового поведения, причем новый цикл включает в себя повторение всех воздействий предшествующего цикла эксперимента, а затем осуществляют воздействие нового этапа моделирования с изменением давления в установке фазового поведения 1, причем с каждым последующим циклом нефть подвергают дополнительному заводнению с фиксированным объемом воды, при этом, после каждого цикла заводнения воду из установки фазового поведения 1 выводят. Далее по завершению каждого цикла эксперимента проводят комплекс лабораторных исследований нефти, растворенного газа и воды аналогичный описанному для первого этапа моделирования. Далее по завершению моделирования на основании данных вышеописанных лабораторных исследований фиксируют изменения компонентного состава и свойств нефти и растворенного в ней газа, произошедшие в результате изменения давления в установке фазового поведения 1 и промывки нефти закачиваемой водой.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе при оценке воздействия техногенных факторов на изменение компонентного состава и свойств флюида дополнительно учитывается динамика забойного давления в процессе эксплуатации скважины, залежи. Кроме того, впервые, в практике подобных экспериментальных исследований изучаются изменения компонентного состава и свойств собственно самой нефти, вступившей во взаимодействие с нагнетаемой водой, что позволяет получить полную и исчерпывающую информацию об изменении компонентного состава пластового флюида. Данные сведения в дальнейшем могут быть использованы при математическом моделировании технологических процессов, связанных со сбором и подготовкой углеводородного сырья на промысловых объектах.
Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Новизна».
Сравнение заявленного решения с аналогом ([1 - Амерханов И.М., Хмелевских Е.И. Влияние свойств пластовых нефтей на эксплуатацию скважин в условиях обводнения их продукции. - Нефтяное хозяйство, 1977, №1, с. 37-39.) показывает, что данный способ не учитывает влияния фактора изменения забойного давления в процессе эксплуатации скважины, так как исследования проводят при постоянном барическом режиме. Кроме того, известный способ не ориентирован на определение компонентного состава и свойств исследуемой нефти; опыты проводятся без извлечения пробы пластового флюида из установки фазового поведения (определяется только давление насыщения нефти газом и газосодержание путем контактного разгазирования).
Изобретательский уровень заявляемого изобретения, по мнению заявителей, не вызывает сомнения, так как существенные отличительные признаки изобретения в совокупности с известными, позволяют решить задачу, поставленную изобретением, и являются неочевидными для специалистов в данной области знаний.
Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Изобретательский уровень».
10
1/1
2
Заявленное техническое решение апробировано при исследовании пластовой нефти скв. 5450/7 Кочевского месторождения (объект разработки БС) скв. 8210 Нивагальского месторождения (объект разработки ЮВ), скв. 98Р Пайтыхского месторождения (объект разработки ЮК), что позволяет считать, что заявленный способ соответствует критерию «Промышленная применимость».
Способ осуществляют следующей последовательностью операций:
1. Моделирование промывки флюида и изменения давления в установке фазового поведения 1 (Фиг. 1) проводятся одновременно с целью имитации реального режима эксплуатации залежи, как в условиях наращивания темпов отбора жидкости из скважины, так и, напротив, в случае ограничения депрессии на пласт при действующей системе поддержания пластового давления (закачке воды).
2. Моделирование проводится в несколько последовательных циклов (серий лабораторных опытов), причем, в каждом цикле предусматривается изменение давления в установке фазового поведения 1 (Фиг. 1) на заданную величину (по аналогии с данными о режиме эксплуатации конкретной скважины или объекта разработки).
3. По завершению очередного цикла эксперимента подвергшаяся воздействию техногенных факторов нефть выводится из установки фазового поведения 1 (Фиг. 1) в соответствующее оборудование для определения плотности (на плотномере 8 (Фиг. 1) и динамической вязкости (на вискозиметре 9 (Фиг. 1), затем разгазируется в пикнометре 10 (Фиг. 1) с измерением объема выделившегося газа в газометре 11 (Фиг. 1), после чего проводятся исследования на хроматографе по определению компонентного состава нефти.
4. По завершению моделирования на основании данных, полученных в результате выполнения комплекса лабораторных исследований фиксируются изменения компонентного состава и свойств флюида (нефти и растворенного в ней газа), произошедшие в результате воздействия факторов техногенного характера (изменения давления в установке фазового поведения 1 (Фиг. 1) и промывки нефти закачиваемой водой).
На фиг. 1 изображена блок-схема компоновки лабораторной установки для моделирования взаимодействия пластового флюида с нагнетаемой водой. На фиг. 1 показано: 1 - установка фазового поведения, 2 - термостатируемая камера, 3 - движущийся поршень, 4 - перемешивающее устройство, 5 - пробоотборник высокого давления для подачи нефти, 6 - пробоотборник высокого давления для подачи воды, 7 - объемный насос высокого давления, 8 - плотномер, 9 - электромагнитный вискозиметр; 10 - пикнометр; 11 - газометр; I - газ на хроматограф; II - нефть на хроматограф.
На фиг. 2 представлены изменения динамической вязкости нефти в пластовых условиях по циклам моделирования, мПа•с.
3
3
На фиг. 3 приведены изменения плотности нефти в пластовых условиях по циклам моделирования, г/см (или т/м).
2-4
На фиг. 4 отражены изменения содержания компонентов C в разгазированной нефти (методом стандартной сепарации) по циклам моделирования, % мол.
На фиг. 5 представлены изменения содержания метана в растворенном в нефти газе по циклам моделирования, % об.
1-4
На фиг. 6 приведена динамика содержания компонентов C в растворенном в нефти газе по циклам моделирования, % об.
3
3
На фиг. 7 отражено изменение газосодержания воды по циклам моделирования, м/м.
Пример осуществления способа.
10
В качестве образца флюида использовалась рекомбинированная проба пластовой нефти скв. 5450/7 Кочевского месторождения, объект разработки БС. Также в процессе реализации способа использовалась подтоварная вода, отобранная с блочной кустовой насосной станции системы поддержания пластового давления Кочевского месторождения.
Моделирование проводилось с помощью лабораторной установки (Фиг. 1) в 6 последовательных циклов.
Первая операция
Первый цикл моделирования осуществлялся следующим образом.
3
В установку фазового поведения 1, при пластовых условиях (давление 25,1 МПа, температура 90°C), вводилась порция пластовой нефти объемом 50 см и такой же объем дегазированной воды. После интенсивного перемешивания (продолжительность перемешивания составляла не менее 30 минут) при пластовых условиях смесь отстаивалась до исчезновения (или максимального уменьшения) слоя эмульсии. Время отстоя для исследуемой нефти составляло в среднем 60 минут. В процессе смешивания нефти и воды осуществлялось снижение давления в установке фазового поведения 1 до 21,8 МПа (первый цикл изменения давления), темп снижения давления не превышал 0,1 МПа в минуту. Вода после отстоя удалялась из установки фазового поведения 1.
Нефть из установки фазового поведения 1 переводилась в соответствующее оборудование для определения плотности (на плотномере 8 и динамической вязкости (на вискозиметре 9, затем разгазировалась в пикнометре 10 с измерением объема выделившегося газа в газометре 11 (газ отводился на хроматограф для определения компонентного состава), после чего проводились исследования по определению компонентного состава нефти (на хроматографе). На этом первый цикл моделирования был завершен.
Вторая операция
3
Второй цикл моделирования вновь был начат с подачи в установку фазового поведения 1 порции исходной нефти и воды объемом по 50 см. Затем на пробу флюида оказывалось воздействие, полностью повторяющее первый цикл опыта. По завершению первого цикла моделирования был произведен сброс воды.
3
После этого производились операции второго цикла моделирования. В установку фазового поведения 1 (давление 21,8 МПа, температура 90°С) подавалась порция воды объемом 50 см. Осуществлялось интенсивное перемешивание нефти и воды с одновременным снижением давления газа до 17,6 МПа (второй цикл изменения давления), темп снижения давления не превышал 0,1 МПа в минуту. Вода после отстоя была удалена из установки фазового поведения 1.
Далее последовал комплекс лабораторных исследований нефти и растворенного газа аналогичный тем, что проводились при первом цикле моделирования. На этом второй цикл моделирования был завершен.
3
3
Аналогичным образом проводились все последующие циклы моделирования (повторение всех воздействий по предшествующим циклам эксперимента, а затем осуществлялось воздействие нового этапа моделирования). Каждый новый цикл начинался с ввода исходной пробы нефти объемом 50 см в установку фазового поведения 1. С каждым последующим циклом нефть подвергалась дополнительному заводнению (фиксированным объемом воды 50 см, после каждого повторного заводнения вода из установки фазового поведения сбрасывалась), давление в установке фазового поведения 1 по циклам изменялось следующим образом:
- 1-й - исходное давление 25,1 МПа, затем снижение до 21,8 МПа;
- 2-й - повтор 1-го цикла, затем снижение с 21,8 до 17,6 МПа;
- 3-й - повтор 1-го и 2-го цикла, затем снижение с 17,6 до 13,1 МПа;
- 4-й - повтор циклов с 1-го по 3-ий, затем снижение с 13,1 до 6,0 МПа;
- 5-й - повтор циклов с 1-го по 4-ый, затем повышение с 6,0 до 10,7 МПа;
- 6-й - повтор циклов с 1-го по 5-ый, затем повышение с 10,7 до 12,9 МПа.
Лабораторные исследования свойств нефти и растворенного газа проводились по завершению каждого цикла моделирования.
Определение свойств воды (газосодержание, компонентный состав растворенного газа) осуществлялось, как в рамках каждого отдельно взятого цикла, так и при проведении 6-го цикла моделирования, включающего в себя все предыдущие операции лабораторного эксперимента. После каждого заводнения нефти, вода отстаивалась и сбрасывалась из установки фазового поведения 1 в вакуумированный пикнометр 10. В пикнометре 10 из отобранной порции воды выделялся экстрагированный газ, давление приводилось к атмосферному, объем газа замерялся с помощью газометра 11. Выделившийся газ анализировался на хроматографе.
Объем выделившегося свободного газа и его компонентный состав определялись по завершению 4-го цикла моделирования, а также после окончания 4-го промежуточного этапа 6-го цикла моделирования, когда давление в установке фазового поведения 1 снижалось ниже давления насыщения.
Консолидировано выполненные операции и виды исследований по циклам моделирования представлены в программе лабораторных работ (таблица)
Результаты лабораторного моделирования по оценке воздействия техногенных факторов на изменение компонентного состава и свойств пластового флюида в призабойной зоне пласта, выполненного в филиале ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени:
1. Установлено ухудшение качества нефти в призабойной зоне пласта: увеличение вязкости (фиг. 2) и плотности (фиг. 3) в пластовых условиях, в результате ее взаимодействия с нагнетаемой водой и перехода легких компонентов в свободную фазу.
2-4
1-4
2. По циклам эксперимента определены изменения компонентного состава нефти (динамика компонентов С в нефти, фиг. 4) и растворенного газа (изменение содержания метана и компонентов С в растворенном газе, фиг. 5 и фиг. 6 соответственно). Сведения в последующем использованы при моделировании процесса сепарации скважинной продукции на промысле, что позволило увязать изменение компонентного состава флюида с динамикой величины газового фактора по объекту подготовки нефти. Иными словами, способ позволяет спрогнозировать динамику компонентного состава и свойств флюида в зависимости от заданного режима эксплуатации скважин (залежи).
3. С целью оценки масштабов процесса газообмена между пластовой нефтью и закачиваемой водой, по циклам эксперимента установлена динамика газосодержания воды, вступившей в контакт с пластовым флюидом (фиг. 7). Способ позволяет оценить потери легких углеводородных компонентов в результате их перехода в нагнетаемую воду.
Источники информации
1. Амерханов И.М., Хмелевских Е.И. Влияние свойств пластовых нефтей на эксплуатацию скважин в условиях обводнения их продукции. - Нефтяное хозяйство, 1977, №1, с. 37-39.
Таблица - Программа лабораторных работ по моделированию процессов взаимодействия флюида (нефти, содержащей растворенный газ) с закачиваемой водой в условиях изменения давления в призабойной зоне пласта
Исходные условия моделирования: начальное пластовое давление Р - 25,1 МПа; пластовая температура* - 90°C; давление насыщения нефти газом = 8,47 МПа; объем нефти в бомбе PVT - 50 мл
* Температура в процессе моделирования не изменяется;
** В 5-ом цикле реализуется два варианта повышения давления (и, как следствие, растворения «газовой шапки» в нефти) с перемешиванием пробы в бомбе PVT и без перемешивания пробы.
+ параметр определяется;
- параметр не определяется.