CC BY
65
УДК: 622.276.031:53 е.Ф. Кутырев1, В.В. Шкандратов1, Ю.В. Белоусов1, А.А. Каримов2
'ООО «КогалымНИПИнефтъ», Когалым; 2ТПП «Лангепаснефтегаз», Лангепас [email protected], [email protected]
НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ГАЗООБМЕНА В ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЕ НЕФТЬ-НАГНЕТАЕМАЯ ВОДА
Рассматриваются вопросы газообмена между пластовой нефтью и закачанной в пласт водой. Анализируются соответствующие парадоксы разработки заводняемых месторождений нефти. Приведены результаты экспериментального исследования газообмена жидкостей в условиях, адекватных пластовым. Зафиксировано выделение свободного газа в системе при объемном смешивании в бомбе РУТ жидких углеводородов и воды.
Ключевые слова: выделение газов, давление насыщения нефти газом, бомба РУТ, закачиваемая в пласт вода.
Известны многочисленные факты, являющиеся свидетельством развития в разрабатываемых с заводнением нефтяных пластах режима фильтрации газированной жидкости (Стасенков и др., 1995), причем при явном превышении текущих давлений над величиной давления насыщения (Р5) нефти газом (месторождения Южно-Александровское Белоруссии, Холмогорское, Покачевское, Урьев-ское и др. Западной Сибири, Узенское и Жетыбайское Западного Казахстана и т.д.). Это подтверждается довольно частыми случаями газопроявлений при эксплуатации и ремонте добывающих скважин (Кутырев и др., 2005; 2008а), фактически спровоцированными задействованием системы поддержания пластового давления.
В аспекте данной проблемы необходимо анализировать и факты выхода в бездействие больших групп фонтанных скважин, перед этим резко снизивших дебиты по нефти и характеризовавшихся газопроявлением, что связывается нами с вводом в действие соседних нагнетательных скважин. Это имело место на целом ряде месторождений, в том числе Муравленковском и Покачевском. Ряд этих скважин при переводе их на механизированную добычу переходили на работу чистым газом через затруб-ное пространство (Муравленковское, пласт БС11).
В ходе анализа и обобщения упомянутых фактов, свидетельствующих о проявлении в пластах режима течения газированной жидкости при Р>Р, включая случаи газопроявлений при эксплуатации и ремонте скважин, снижения их дебита по нефти, перехода скважин, в том числе и механизированных, на работу одним газом или в бездействующий фонд, нельзя не отметить доминирующую роль свободного нефтяного газа, сопровождающего или вызывающего практически все негативные последствия неадекватной разработки (Стасенков и др., 1995; Кутырев и др., 2005; 2008а; 2008б).
Явления разгазирования и последующей дегазации пластовой нефти, обуславливающие образование фазы свободного газа, спровоцированные нагнетанием воды, приводят, в конечном счете, к формированию в пласте и его призабойной зоне (ПЗП) иммобилизованной нефти, что является существенным фактором, вызывающим пластовые потери. Характерно, что и в затрубном пространстве нагнетательных скважин, в том числе в пределах их ПЗП отмечено наличие вторичной высоковязкой, практически нетекучей эмульсии, образование которой спровоцировано (Габдрахманов и др., 1998) мероприятиями по интенсифи-
кации заводнения, форсированию отборов, внедрению внут-ритрубной деэмульсации и борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования, так или иначе вызывающими возникновение свободного газа. Присутствие в ПЗП вторичной эмульсии, приводящей к снижению приемистости скважин вплоть до нулевой, идентифицируется по поступлению ее в ствол в виде так называемых пробок при остановке скважин и изливе через затрубное пространство.
Формирование и последующее осаждение в порах пласта и ПЗП, на поверхностях рабочих органов глубинно-насосного оборудования и насосно-компрессорных труб иммобилизованной нефти (АСПВ) большей частью обусловлено появлением свободного газа. Так, влияние нагнетаемой воды на плотность пластовой нефти залежи пласта XIV месторождения Узень авторы работы (Белихова, Лу-пенко, 1978) связывают с образованием эмульсии. В то же время (Кутырев и др., 2008 б) плотность и вязкость эмульсии при фиксированной обводненности зависит от содержаний в ней сорбированного газа. При появлении в ней свободного газа происходит обращение фаз с формированием нетекучей пастообразной эмульсии с последующим отложением ее на поверхности твердого тела.
Упомянутые факты по существу отражают развитие в пластовой флюидной системе неравновесных процессов, инициируемых закачкой воды, причем в первую очередь появление третьей фазы (газа) и даже четвертой, АСПВ, коагулирующих и осаждающихся на поверхности поро-вых каналов из коллоидного раствора высокомолекулярных соединений. В описываемой ситуации важно найти ответ на вопрос, чем провоцируется выход нефтераство-ренного газа в свободную фазу при условиях, казалось бы, исключающих саму возможность подобного (Р>Р5).
Согласно промысловым (Н.Д. Шустеф, А.Н. Иванова, 1956; Д.М. Шейх-Али, 1976-2001; Р.К. Галеева и др., 1976) и экспериментальным (И.Ф. Глумов, 1961; А.Н. Шедловский, 1963; Д.М. Шейх-Али, 1976-2001 и др.) исследованиям, в процессе разработки месторождений с заводнением в условиях, когда Р > Р, наблюдается заметное снижение давления насыщения нефти газом, что, безусловно, является следствием искусственной дегазации продуктивных пластов. Причем, как утверждают исследователи, процесс дегазации протекает без какого-либо выделения нефтерастворенного газа в свободную фазу, а газообмен между пластовой нефтью и нагнетаемой водой осуществляется посредством диффузии газа через нефть.
5 (28) 2008
^научно-техническим журнал
Георесурсы
Очевидно, факты снижения давления насыщения нефти газом являются непреложным свидетельством перехода части растворенного в нефти газа в нагнетаемую воду. Однако возникает вопрос, происходит ли газообмен между жидкостями без промежуточного образования фазы свободного газа, то есть диффузионным путем. При диффузии газа нефть служит «передаточной» средой, причем в зонах с высокой концентрацией он растворяется, а в зонах с низкой концентрацией его - выходит из раствора. Подобный процесс диффузии газа через нефть чрезвычайно медленный и экспериментально вряд ли может быть смоделирован (И. Гардеску, 1934).
В то же время А.Ю. Намиотом и В.Г. Скрипкой (1974) экспериментально установлена возможность появления свободной фазы газа при смешивании в бомбе РУТ жидких углеводородов с водой в условиях высоких температур, а В.Н. Мартосом (1978) обнаружен факт выделения газа из жидкости в модели пласта в свободную фазу в зоне, непосредственно окружающей нагнетательную скважину, при закачивании такой же жидкости, но отличающейся по газонасыщенности. При этом процесс дегазации жидкости происходит тем интенсивнее, чем выше газосодержание пластового флюида. Фактически автором этой работы (Мартос, 1978) засвидетельствован факт возникновения в модели пласта свободного газа, спровоцированный непосредственно нагнетаемой водой, в условиях Р > Р5.
Подводя итоги в целом, по результатам предшествующих промысловых и экспериментальных исследований, необходимо отметить, что, с одной стороны, в ходе разработки нефтяных залежей, в особенности, в основной период (Р , Р > Р), в пластах наблюдается образование фазы свободного газа. С другой стороны, в ходе экспериментов по принудительному вторжению (смешению) воды в объем нефти, находящейся в бомбе РУТ, в условиях, когда Р > Р, из последней извлекаются и затем растворяются в воде преимущественно азот и метан, причем без промежуточного образования фазы свободного газа. Учитывая эти противоречия, нами проведена экспериментальная оценка процессов газообмена между нефтью и водой в условиях, имитирующих пластовые, с учетом предшествующего опыта.
В качестве модели пластовой нефти принята глубинная проба Когалымского месторождения (пласт ЮС1), отобранная из скважины 171р и имеющая следующие параметры: плотность (дегаз.) - 846,2 кг/м3; молекулярная масса - 194,2 кг/кмоль; содержание (% масс) серы - 0,5; смол - 7,26; асфальтенов - 0,96; парафина - 2,11. Содержание растворенного газа по данным стандартной сепарации составляло 100,1 м3/м3. В качестве модели воды использовалась соответствующая проба, отобранная из сеноманских отложений Когалымского месторождения, предварительно дегазированная и содержащаяся вне контакта с воздухом, плотностью 1013,5 кг/м3 и минерализацией 21,73 г/л.
В ходе эксперимента использовались: установка фазового поведения РУТ, пробоотборник высокого давления с плавающим поршнем объемом 700 см3, автоматический насос высокого давления и хроматограф НР6890. Установка РУТ представляет собой (Рис. 1) измерительную стеклянную ячейку с плавающим поршнем. Давление на флюид в системе создается с помощью автоматического пресса посредством сжатия его поршнем. Это же давление передается на стенки стеклянной ячейки, чем устраняется
опасность изменения ее рабочего объема от воздействия давления. Перемешивание воды и нефти в бомбе осуществляется при помощи высокоскоростной мешалки.
В бомбу PVT в условиях, имитирующих пластовые (Р = 29 МПа, Тя = 95 °C), вводится порция пластовой нефти объемом 50 см3 и такая же по объему дегазированной сеноманской воды. Данная смесь интенсивно перемешивается в бомбе в течение 1,5 часов. Отмеченная продолжительность перемешивания смеси выдерживается таковой в ходе всего эксперимента. Затем осуществляется отстой смеси в течение времени (30 и более минут), достаточного для исчезновения эмульсионного слоя или максимального снижения его толщины.
По мере введения в бомбу каждой новой порции воды наблюдалось возрастание толщины эмульсионного слоя, при этом устойчивость эмульсии увеличивалась. В связи с этим объемы удаляемых и вновь вводимых порций воды были уменьшены до 40 см3 (вместо 50 см3) и в последующем выдерживались постоянными. Следовательно, в ходе всего эксперимента обеспечивалось постоянство по объему удаляемой воды с извлеченным из нефти газом и вводимой дегазированной, что в первом приближении соответствует по условиям моделирования промышленному заводнению нефтяных объектов.
Подготовленная соответствующим образом дегазированная вода из пробоотборника 4 поступает в бомбу PVT. После перемешивания и отстоя она удаляется из бомбы в мерный цилиндр 3, заполненный такой же водой. В цилиндре из этой воды выделяется растворённый газ, объём которого измеряется. Давление газа приводится к атмосферному посредством выравнивания уровней воды в дренажной ёмкости и самом цилиндре. Объёмы удаляемой из бомбы и поступающей в нее воды измеряются катетометром с точностью до 0,001 см3. Температура в бомбе поддерживается с точностью до 0,1 0С, а давление - с точностью 0,01 МПа. Выделившийся газ анализируется в хроматографе.
Всего в ходе эксперимента в бомбу с исходной пробой пластовой нефти подано 20 порций дегазированной воды, то есть фактически исполнено 20 циклов заводнения заданного объема нефти, изначально содержащей в растворенном виде порядка 100 м3 газа на один кубометр жидких УВ. В результате поступления в бомбу воды, последующего смешения ее с нефтью и в силу происходящего газообмена инициируются процессы дегазации жидких УВ
и соответствующего разгазирова-ния воды. Так, после смешения исходной пробы пластовой нефти с двадцатым объемом воды давление насыщения пластовой нефти
Компонент Исх. состав, %об Состав после 20-го контакта, % об
Метан 67,083 54,7084
Этан 9,6869 14,2698
Пропан 12,835 20,7735
Изо-бутан 1,2275 1,9184
Н-бутан 3,5101 5,1481
Изо-пентан 0,5476 0,6966
Н-пентан 0,7387 0,8635
Гексан 0,3063 0,2928
Гептан 0,8504 0,2456
Углекислый газ 1,6481 0,0357
Азот 1,5664 1,0276
Табл. Изменение компонентного состава растворенного в пластовой нефти газа в результате контакта с водой после 20 циклов.
научно-технический журнал
I еоресурсы 5 (28) 2008
Рис. 1. Схема лабораторной установки для изучения газообмена в водонефтяной смеси: 1 - вентиль; 2 - дренажная емкость; 3 - цилиндр для измерения объема растворённого газа; 4 - пробоотборник высокого давления с плавающим поршнем для подачи воды.
уменьшилось более чем в два раза (с 11,9 МПа до 5,65), а ее газовый фактор - в полтора раза (со 100,1 м3/м3 до 67,2), что иллюстрируется на Рис. 2. При этом давление насыщения поданной в бомбу уже первой порции дегазированной воды достигает максимума (8,8 м3/м3) при газосодержании 2,183 м3/м3. В процессе дальнейшего отвода нефтяного газа водой ее газосодержание снижается практически в два раза (с 2,18 м3/м3 до 1,11), а давление насыщения - в 1,9 раза (с 8,8 м3/м3 до 4,7).
Таким образом, в соответствии с данными экспериментов наблюдается четкое снижение давления насыщения пластовой нефти в ходе моделирования заводнения, происходящее вследствие экстракции водой и последующего растворения в ней наиболее легких компонентов природного газа, находившегося в исходной пробе нефти. Именно по этой причине отмечается снижение содержания в нефти углекислого газа, метана и азота. Согласно данным одностадийной сепарации пластовой нефти до и после 20 циклов заводнения (Табл. 1), объемная доля метана в смеси газов в пластовой нефти уменьшилась в 1,23 раза (с 67,08 % до 54,71), азота - в 1,52 раза (с 1,57 % до 1,03), углекислого газа - в более чем 25 раз (с 1,65 % до 0,066), то есть практически полностью. В ходе моделируемого в эксперименте процесса заводнения компонентный состав нефтяных газов, растворившихся в изначально дегазированной воде, претерпел существенные изменения (Рис. 3).
Для более детального анализа экспериментальных данных по изменению параметров процесса взаимодействия нагнетаемой воды и пластовой нефти была осуществлена линейная аппроксимация последних. При этом для проведения линий тренда и установления соответствующих уравнений связи (показаны на Рис. 2) воспользуемся значениями давления насыщения и газового фактора для нефти и воды, соответствующие циклам (порядковым номерам порций подаваемой воды) от шестого до шестнадцатого. Точки на графиках рисунка 2, соответствующие названным циклам заводнения, принадлежат прямым линиям, характеризующимся обратной пропорциональностью между давлением насыщения и газовым фактором взаимодействующих воды и нефти, с одной стороны, и порядковым номером цикла заводнения, с другой.
Можно утверждать, что указанными линейными зависимостями описывается растворенное состояние нефтяного газа в нефти и воде в зависимости от номера цикла заводнения. При этом коэффициенты пропорциональности рассматриваемых зависимостей характеризуют темп снижения объемной доли растворенных газов во взаимодействующих жидкостях. Нефтяной газ, экстрагированный из пластовой нефти, при смешении с 6 - 15 объемами воды практически полностью растворяется как в них, так и в
самой исходной нефти.
В то же время фиксируемый на графиках зависимостей давления насыщения и газового фактора пластовой нефти от номера цикла заводнения отход начальных точек от линии тренда в область более высоких значений свидетельствует о появлении сорбированного, а возможно, и свободного газа (точки на графиках Рис. 2, соответствующие 1-5 объемам воды), образовавшегося при давлении в бомбе, превышающем давление насыщения нефти газом. Характерно, что на графиках соответствующих зависимостей для закачиваемой воды также отмечен отход упомянутых точек, причем в область меньших значений давления насыщения и газового фактора. При этом величина отхода начальных точек от линии тренда уменьшается с каждым (вплоть до шестого) циклом заводнения, что связано с растворением в воде части свободного газа, образовавшегося в системе вследствие дегазации исходной нефти, и последующего выноса. По мере растворения в воде и выноса ею части свободного газа из бомбы содержание его в системе уменьшается, и после пятого цикла заводнения фактические значения газового фактора и давления насыщения пластовой нефти и нагнетаемой воды соответствуют истинным, характеризующим состояние растворения нефтяного газа в воде и пластовой нефти.
Данная версия интерпретации событий, наблюдаемых в исследуемой системе, могла бы вполне удовлетворить нас, если бы не отход конечных точек на графиках давления насыщения и газового фактора (после пятнадцатого цикла заводнения), что явно фиксируется на Рис. 2 а и б. Очевидно, здесь изменяется соотношение во флюидной системе долей свободного, сорбированного и растворенного газа. Исходя из низкой растворимости углеводородных газов в воде, последней выносится преимущественно углекислый газ, причем в сорбированном виде, то есть не в условиях истинного растворения. Согласно Берналу Дж. и др., вода характеризуется рыхлой упаковкой молекул, которая изменяется с температурой. Растворенная молекула газа располагается в пустотах между отдельными ячейками струк-
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Объемы контактируемой воды
Рис. 2. Динамика поведения газового фактора (А) и давления насыщения (Б) пластовой нефти и водыг при их объемном контактировании.
Установка РУТ| 4
От
1 МПа
научно-технический журнал
Георесурсы Ш5
2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 14 Ступени заводнения
Рис. 3. Динамика изменения компонентного состава газа, выделенного из нагнетаемой водыг после объемного контактирования с нефтью.
туры воды, не разрушая их. Основная же масса сорбированного газа располагается в дефектных (нарушенных) частях структуры воды, которые возникают под влиянием его давления. В силу этого, большая часть метана, возникающая при дегазации нефти водой, образует свободную фазу.
На начальных стадиях моделируемого заводнения экстрагируемый из нефти метан растворяется в воде, а также вновь в нефти до ввода десятого объема воды. Возникает вопрос, в силу каких причин провоцируется процесс растворения метана в нефти, из которой он выделился ранее, в ходе нагнетания первых объемов воды. Согласно экспериментам Д.Д. Бульчука (1967), нарастание давления в системе определяется не всплыванием газовых пузырьков (например, Л.Б. Булавинов, 1960), а именно самим процессом выделения газа из нефти. Повышение давления в ряде интервалов ствола нефтяной скважины (Буль-чук, Чеботарев, 1967) и на приеме электроцентробежного насоса (И.В. Милованов, В.Н. Чернов и др., 2008) также связывается с выделением свободного газа, причем вне зависимости от причины возникновения его в системе.
Таким образом, обвальный выход растворенного газа из пластовой нефти и формирование его свободной фазы, инициируемые вторжением воды, приводят к существенному превышению давления в бомбе над исходным (Р = 29 МПа), в связи с чем начинает происходить процесс обратного растворения в нефти ранее выделившегося из нее газа. Часть свободного газа растворится под давлением и в закачанной воде. В целом, в исследуемой системе с шестого-седьмого циклов заводнения установится термодинамическое равновесие, то есть с каждой новой порцией вводимой воды экстрагируемый газ тут же растворяется как вновь в нефти, так и в воде. При этом газовые факторы пластовой нефти и закачанной воды будут отражать истинное содержание растворенного газа в этих жидкостях.
В последующем доля метана в свободном газе будет доминировать, так как вынос его удаляемой водой уменьшится. При этом доля этана и пропана, экстрагируемых удаляемой водой, увеличится, и они будут выноситься из системы в сорбированном в воде состоянии. Заметим, что давление, создаваемое экстрагируемым водой газом, уже не будет достаточным для растворения метана в удаляемой из бом-
бы воде, и он станет формировать фазу свободного газа.
Таким образом, принципиальная возможность появления в пласте свободной фазы газа при Р > P подтверждается результатами экспериментов по объемному смешению закачиваемой воды с пластовой нефтью. Присутствие в рассматриваемой системе водонефтяной эмульсии также является свидетельством возникновения фазы свободного газа в заводняемом пласте.
Литература
Велихова В.Ф., Лупенко В.Г. Об изменении плотности нефти в процессе разработки. Геология и разработка нефтяных месторождений на Мангыышлаке. Тр. СевКавНИПИнефть. 1978. 34-38.
Бульчук Д.Д. О перенасыщенности нефти газом. Разработка и эксплуатация месторождений. Тр. УНИ, Вып. IV. М: Недра. 1967. 30-33.
Бульчук Д.Д., Чеботарев В.В. Определение количества свободного газа в стволе нефтяной скважины. Разработка и 'эксплуатация нефтяныых месторождений. Тр. УфНИИ, Вып. IV. М.: Недра. 1967. 50-53.
Габдрахманов А.Г., Сафонов Е.Н., Алсынбаева Ф.Л., Адиев Р.З. Образование эмульсии в нагнетательных скважинах и способы борьбы с ней. Нефтяное хозяйство. № 7. 1998. 65-68.
Глумов И.Ф. Изменение свойств нефти и воды при их взаимном контактировании в пластовых условиях. Тр. ТатНИИ, Вып. III. 1961. 223-227.
Кутырев Е.Ф., Газизова P.P., Каримов А.А. О процессах в при-забойной зоне при освоении и эксплуатации нефтяных скважин. Нефтепромыысловое дело. № 6. 2008. 55-59.
Кутырев Е.Ф., Каримов А.А., Рамазанов Р.У. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи. Нефтепро-мыысловое дело. № 6. 2008. 52-56.
Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях. Нефтяное хозяйство. № 9. 2005. 184-185. № 10. 2005. 44-48.
Мартос В.Н. Некоторые физические закономерности фильтрации газированной жидкости. Фильтрация, теплоперенос и нефтегазо-отдача в сложныых пластовыых системах. М.: Наука. 1978. 36-45.
Стасенков В.В. и др. Оценка эффективности вытеснения разгази-рованной нефти водой. Нефтяное хозяйство. № 12. 1995. 34-39.
E.F. Koutyrev, V.V. Shkandratov, Yu.V. Belousov, A.A. Kari-mov. Some results of physical modeling of gas exchange processes in an oil-injected water system.
The questions regarding gas exchange between reservoir oil and the water injected into the reservoir are considered. Some paradoxes concerning oil field development through water flooding are analyzed. Also included are the results of an experimental study of gas exchange between fluids under simulated petroleum reservoir conditions. Liberation of gas into a free gas phase upon volumetric mixing of the hydrocarbon fluids in a P-V-T bomb is determined.
Key words: gas liberation, bubble-point pressure, P-V-T-bomb, water injected into a reservoir.
Юрий Васильевич Белоусов Нач. отдела физико-химических свойств пластовых флюидов ООО «КогалымНИПИнефть» 628481, Тюменская обл., ХМАО, Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15.
Тел.: 8-(34667) 4 -98- 42.
Александр Александрович Каримов Инженер I категории ТПП «Лангепаснефтегаз». 628672 Тюменская обл., г. Лангепас, ул. Ленина, 43. Тел. (34669) 63-214.
|— научно-технический журнал
I еоресурсы 5 (28) 2008
