Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды

Подождите немного. Документ загружается.

191

Как видно из рис. 1.27,

скважинный газовый

фактор.

при

снижении пластового давления ниже давления

насыщения

плас-

товой нефти

газом

р^,

вначале медленно нарастает, затем темп

его роста увеличивается, достигает максимума в точке переги-

ба (рис. 1.27) и становится равным нулю к моменту времени

разработки залежи Т*, после которого

скважинный газовый

фак-

тор резко уменьшается и очень быстро становится меньше га-

зового фактора пластовой

нефти С.

Совершенно очевидно, что физико-химические свойства

добываемой нефти непрерывно изменяются. Однако измене-

ния свойств добываемой нефти не должны, в принципе, слиш-

ком выходить за рамки асимптотических оценок их изменения

по сравнению с изменением свойств пластовой нефти в про-

цессе дифференциального и контактного ее разгазирования при

пластовой температуре.

Исходя из изложенного, оценки свойств скважинной про-

дукции в процессе эксплуатации нефтяных месторождений при

режиме растворенного газа могут быть найдены по уже уста-

новленным корреляциям.

4.5. Неопределенность состава добываемой газлифтным

способом нефти при изменяющемся компонентном составе

закачиваемого газа

Как показывают оценки распределения объемного расход-

ного газосодержания по глубине добывающей скважины в за-

висимости от компонентного состава и относительного коли-

чества закачиваемого газа, влияние физико-химических свойств

закачиваемого газа значительно. Любые колебания не только

состава, но и относительного количества закачиваемого газа

существенны для выбора внутрискважинного оборудования, в

частности при расстановке клапанов и, как следствие, влияют

на величину оптимального расхода закачиваемого газа.

Без знания компонентного состава пластовой нефти прак-

тически невозможно даже качественно оценить изменение

объемного расходного газосодержания по глубине добывающей

скважины. Тем более это утверждение справедливо для много-

192

пластовой залежи при неконтролируемом изменении профиля

притока жидкости. /

Существенное изменение молярной доли нефтяного газа при

небольшом изменении массовой доли газа в смеси вызывает

существенное изменение физико-химических свойств не толь-

ко смеси, но и каждой из фаз в отдельности.

Как показывают теоретические и фактические результаты,

без должного контроля не только физико-химических свойств

смешиваемых пластовой нефти (смеси пластовых нефтей в слу-

чае многопластовых залежей) и закачиваемого газа, но и их

относительного количества невозможно с приемлемой (про-

мысловой) точностью оценить практически все параметры по-

лучающейся нефтегазовой смеси:

• фазовые соотношения и

• физико-химические свойства сосуществующих фаз.

Совершенно очевидно, что оценка влияния отклонения от

равновесности сосуществующих фаз не может быть выявлена

из-за неопределенности компонентного состава смеси в целом.

Таким образом, приемлемая (с промысловой точностью до

10 %) оценка физико-химических свойств, фазовых соотноше-

ний, в частности, смеси пластовой нефти и закачиваемого газа,

требует с не меньшей погрешностью оценки отдельно физико-

химических свойств как пластовой нефти, так и смешиваемого

газа.

4.6. Локальные неопределенности состава скважинной про-

дукции, возникающие из-за проведения ГТМ по воздействию

на пласт или прискважинные зоны эксплуатационного объекта

Простейшая операция по промывке скважины стабилизи-

рованной промысловой нефтью для восстановления проницае-

мости прискважинной зоны пласта в объеме 5

—

10 объемов

внутрискважинного пространства изменяет внутри промысло-

вых трубопроводов на длине, равной 5

—

10 длинам скважины,

локальные физико-химические свойства скважинной продук-

ции. Неконтролируемая приемистость пласта в процессе про-

мывки скважины, отсутствие инструментальных методов мо-

193

ниторинга процесса обработки прискважинной зоны пласта в

интервале его перфорации не позволяет, априори, оценить ко-

личество технологической жидкости, попадающей в систему

сбора.

Если технологическая жидкость не смешивается с пласто-

вой нефтью, то она, как правило, неограниченно смешивается

с пластовой водой, существенно изменяя ее ионный состав и,

как следствие, физические свойства.

ГТМ по воздействию на присважинную зону пласта с целью

улучшения фильтрационных свойств коллектора в процессе

восстановления притока из пласта в скважину, являются при-

чиной локального поступления технологической жидкости в

систему сбора скважинной продукции и, как следствие, отно-

сительно кратковременного кардинального изменения фазово-

го состава и всех физико-химических свойств скважинной про-

дукции.

Аналитический учет локального изменения свойств скважин-

ной продукции, периодичес1«:и поступающей в систему сбора

из различных скважин, практически не поддается контролю.

Ощутимые последствия такого неконтролируемого измене-

ния свойств скважинной продукции, как правило, сказывают-

ся на свойствах межфазных поверхностей, иногда настолько,

что блокируется коалесценция капель дисперсной фазы и пу-

зырьков нефтяного газа и, как следствие, нарушается техноло-

гический режим сегрегационного разделения фаз в гравитаци-

онных отстойниках, преобладающих аппаратах промыслового

обустройства нефтяных месторождений по сегрегации фаз.

П НИ. Дунюшкин

194

/ ЧАСТЬ 2

Расчеты физико-химических свойств

пластовой нефти при однократном

стандартном разгазировании (ОСР)

глубинных проб пластовой нефти

195

Глава 5. Исходная информация о свойствах пластовых

нефтей при типовом исследовании глубинных проб плас-

товой нефти по ОСТ 39 112-80

Действующий ОСТ 39 112-80 большое внимание уделяет

пред-

ставительности

глубинных проб пластовой нефти, пункт 1.12.

Глубинные пробы пластовой нефти должны быть отобраны:

• пробоотборниками, отвечающими требованиям

ОСТ 39 060-78,

• в интервале глубин скважины, где пластовая нефть нахо-

дится в однофазном (жидком) агрегатном состоянии,

• в процессе пробной эксплуатации скважин не

позднее

меся-

иа после ввода ее в эксплуатацию,

• в

безводных

скважинах. Допустимое содержание воды в про-

дукции скважины при отборе глубинных проб не должно пре-

вышать 3 % об,

• в скважинах

длительное

время работающих на установив-

шемся режиме

при

забойном

давлении выше давления

насыщения

пластовой нефти

газом.

Если скважина работала при забойном давлении меньше дав-

ления насыщения пластовой нефти газом, то перед отбором

глубинной пробы в ней, скважину необходимо перевести на

режим эксплуатации с забойным давлением выше давления на-

сыщения пластовой нефти газом. Необходимое время эксплуа-

тации скважин с забойным давлением

р^

выше давления насы-

щения пластовой нефти газом р^ до начала отбора глубинных

проб оценивается, исходя из следующих соображений:

— В однородном пласте вокруг добывающей скважины,

работающей с давлением в скважине на глубине ин-

тервала перфорации р^ (при соблюдении условий:

р<р<р^ образуются две области:

• Первая

—

область двухфазного состояния пластовой нефти

(между изобарами:

р^

—

на стенке скважины и

;?^

в прискважин-

ной зоне пласта).

• Вторая

—

область однофазного состояния пластовой не-

фти (между изобарами: р в прискважинной зоне пласта и изо-

196

барой пластового давления р^, расстояние до которой прини-

мается равным полемике расстояния между скважинами (250-

300 м),) рис. 2.1;

Давление

Рис.2.1.

Схема расположения

зон

вокруг скважины

Повышая давление в скважине

р^

выше давления насы-

щения пластовой нефти газом

р^

можно извлечь из при-

скважинной зоны пласта всю разгазированную нефть и

получить приток в скважину представительной плас-

товой нефти. Необходимое для этого время работы сква-

жины

с давлением р^ > р^ рекомендуется определять

по формуле [53]:

X =

п кт а 8

2^'

ехр

-4пЕ-

лдо

(2.1)

где

х->

[суг],

если 0^-^ [мУсуг];

—

дебит скважины при

р^ >

р',

0^~ дебит скважины при

р^ <

д, [смУс];

И —

эффективная толщина пласта, м;

—

половина расстояния между скважинами, м;

_ . 197

5'—

начальная нефтенасыщенность пласта;

_кИ

^ = ~- гидропроводность пласта, [ДарсисмДмПас)];

/'„../'.-[МПа].

После перевода единиц измерения в основные единицы из-

мерения системы СИ выражения, стоящего в скобках в форму-

ле (2.1), получим:

т = —— ехр

-400718 ^'" /^

(2.2)

где Е->[(м^м)/(Пас)];

/'«'/'.-[Па];

е^ - [мУс];

• При многопластовых объектах, эксплуатируемых одной

скважиной, глубинные пробы должны быть получены отдель-

но для каждого пласта.

• Если свойства пластовой нефти не были изучены при ин-

дивидуальном опробывании пластов в процессе их пробной

эксплуатации, то ОСТ 39 112-80 рекомендует отбирать глубин-

ные пробы по следующей схеме:

— Осуществляется дебитометрирование скважины на

стольких режимах ее работы, сколько пластов подле-

жит изучению.

— На каждом режиме работы скважины производят от-

бор глубинных проб в фонтанной колонне традицион-

ным способом, рис. 2.2, а.

— По данным дебитометрирования рассчитываются

объемные доли продукции из каждого пласта на каж-

дом режиме работы скважины:

<0и^-Р^,1=1-к;]=1-1с, (2.3)

1 = 1

198

ет Ш^

^Ш^^ЗВа

Ь^Ц^аЯг

Рис. 2.2. Схемы отбора глубинных проб

где

—

^.^ объемный дебит /-го пласта на у-ом режиме работы

скважины;

—

число продуктивных пластов в

скважине,

(на

рис.

2.2, к = 3).

— Производится исследование глубинных проб, отобран-

ных на каждом режиме работы скважины.

—

Для каждого из параметров, определяемого по резуль-

татам исследования глубинных проб составляется сис-

тема линейных уравнений:

199

К,

0;=Е9/-ф/,;,7= 1-к. (2.4)

|=/

Например, пусть в скважине (рис. 2.2, схема (а)) 3 продуктив-

ных пласта. Глубинные пробы нефти отбираются на трех режи-

мах работы скважины. Необходимо определить плотность плас-

товой нефти каждого продуктивного горизонта. В соответствии

с рекомендациями (2.4) система уравнений для искомого пара-

метра в развернутом виде записывается следующим образом:

Рл.11 =Р«.1Фа11,1 + Р/и2Ф«^2,| + Р«^зФ«.3,1

Рм12 = Р*,1Ф«1,2 + Р«2Фпл2,2 + РллзФа,3,2

РплП = Р«.,|Фл.1,3 + Рп,2^пл2,3 + Р«:,зФплЗ,3

(2.5)

где

—

р^^^ плотность глубинной пробы, представляющая собой

смесь пластовых нефтей из всех трех продуктивных пластов на

первом режиме работы скважины (первое уравнение системы

(2.5));

аналогично

—

плотности глубинных проб смесей пласто-

вых нефтей на втором и третьем режимах. Совершенно анало-

гично составляется система и для других искомых параметров.

Система (2.5) состоит из 3-х уравнений с тремя неизвестными,

следовательно, плотности пластовых нефтей каждого из про-

дуктивных пластов из системы легко находятся.

• Если условия позволяют осуществлять спуск глубинных при-

боров ниже башмака фонтанной колонны непосредственно в зону

интервалов перфорации эксплуатационной колонны так, чтобы

можно было отбирать пробы поочередно над кровлей каждого из

пластов, то осуществляется поинтервальный отбор глубинных проб

по следующей схеме (рис. 2.2, схемы (Ь + с + й)):

— Снимается профиль притока в скважину (проводится

дебитометрирование скважины на проектном режиме

ее работы).

— Производится поинтервальный отбор глубинных проб

над кровлей каждого из пластов, начиная с нижнего.

200

—

По данным дебитометрирования

рассчрпываются

объемные доли

потоков из кажцбго продуктивного пласта по формуле (2.3).

— Исследуются глубинные пробы, отобранные над кров-

лей каждого из пластов, и определяются параметры

смесей пластовых нефтей.

— По данным о свойствах смесей пластовых нефтей и

объемным составам смесей рассчитываются свойства

пластовых нефтей каждого из продуктивных пластов:

например, для тех же трех пластов примем, что нуме-

рация продуктивных пластов начинается снизу. Сле-

довательно, для самого нижнего пласта (пласт 1) ис-

следование глубинных проб дает сразу параметры пла-

стовой нефти этого пласта. Для второго пласта пара-

метры его (на примере расчета плотности пластовой

нефти) будут вычисляться следующим образом:

РгиИ ~ Р/м1Фпл1,2

Р«.2= . (2.6)

Фял2,2

Для третьего пласта уравнение для вычисления будет

_ Ря.13 - (Р«л|фпл1,3 + Р«.2Ф«л2,3 ) _ Р«.13 " Р«.12 (фя.1.3 + Фя.2.3 )

Ф/«3,3 Фп.3,3

• Точка отбора глубинных проб не должна находиться выше

5-10 м от башмака фонтанного лифта, если это требование по

техническому состоянию невыполнимо, допускается отбор проб

на более высоких отметках, но обязательно нргже глубины сква-

жинного давления насьщения пластовой нефти газом.

• Отбор глубинньгх проб ниже верхних отверстий перфора-

ции не допускается, кроме случаев поинтервальных отборов проб.

• Из скважины должно быть отобрано не менее 3-х глубин-

ных проб при неизменном режиме ее работы.

• Идентичность глубинных проб устанавливается по совпа-

дению контрольных показателей качества:

о Давление насыщения пластовой нефти газом при тем-

пературе окружающей среды.