Эффективность методов увеличения КИН, основанных на межфазном массообмене
М.Ю. Данько

ООО «ТИНГ»
В работе изучены перспективы закачки различных композиций газа для повышения рентабельности разработки месторождений легкой нефти с высоким содержанием фракций С2-С5. Показано, что наличие интенсивного межфазного массообмена существенно влияет на эффективность извлечения запасов.
Введение
В мире и в Российской Федерации существует большой класс месторождений нефти, характеризующихся высоким содержанием «легких» углеводородных фракций С2-С5. На первый взгляд, их разработка не должна быть проблемной.
Однако положительный эффект от пониженной вязкости нивелируется повышенным газосодержанием. Выделившийся в призабойной зоне, а иногда и в объеме пласта, газ снижает подвижность в разы, что переводит месторождение в категорию проблемных [1].

Закачка воды после отработки добывающих и перевод в ППД низкодебитных скважин не решает проблему, но приводит к другой — авто-ГРП. Этот эффект был изучен в работе [2] на примере одного из месторождений в Западной Сибири. По результатам исследований можно сделать вывод, что система ППД, основанная на закачке воды, для месторождений легкой нефти может быть не эффективной, особенно при наличии длительной отработки. Основным аргументом в пользу закачки газовых композиций является состав нефти всего с 30% неиспаряющихся компонент. В этих условиях возможно достижение смешивающегося вытеснения и снижение остаточной нефтенасыщенности (теоретически до нуля), исчезает поверхность раздела между вытесняемой и вытесняющей фазой.

Корректное воспроизведение физико-химических процессов, происходящих при закачке газа различного состава, возможно только с применением композиционного моделирования, при котором есть учет межфазного массообмена.
Построение композиционной модели для изучения процессов массообмена
При создании композиционной модели наиболее важным моментом является PVT-моделирование и подготовка данных по составу и свойствам пластовых флюидов. При создании композиционной модели наиболее важным моментом является PVT-моделирование и подготовка данных по составу и свойствам пластовых флюидов.
Это приводит к ошибкам в определении свойств пластовой нефти. Это особенно опасно для месторождений с высоким газосодержанием и отсутствием газовой шапки (т.к. не ясно давление насыщения, а для залежей с газовой шапкой его можно принять равным давлению на ГНК). Занижение давления насыщения может приводить к ошибке при выборе режима разработки и потере большого количества извлекаемой нефти [2].
Для восстановления начального компонентного состава пластового флюида возможны три подхода:
1. за точку отсчета принимается
компонентный состав наиболее представительной пробы с контрольными экспериментами по ней, проводится адаптация на собственные эксперименты, затем осуществляют рекомбинацию пробы;
2. усредняется компонентный состав
всех представительных проб, за контрольные эксперименты принимаются значения газосодержания, объемного коэффициента, плотности и т.д. при пластовом давлении, обоснованные по характеристическим графикам;
3. проводится рекомбинация
компонентного состава выбранной пробы до достижения целевого газосодержания. После проводится адаптация на утвержденные параметры.
Основываясь на практическом опыте, можно утверждать, что первый путь наиболее предпочтителен [4].

В таблице приведен компонентный состав пластовой нефти, принятый для моделирования.
подробнее
Эффективность процесса вытеснения нефти газом определяется составом вытесняющего флюида и нефти, температурой и давлением [5]. Максимальное вытеснение нефти обеспечивает смешивающееся вытеснение (Квыт>90%), что обеспечивается полным подавлением капиллярных сил. Для низкопроницаемых коллекторов снижение межфазного натяжения до сверхнизких значений (или нуля) способствует проникновению флюида в малые по размеру поры.

Смешивающееся вытеснение обычно подразделяют на смешивающееся вытеснение при первом контакте, когда вытесняющий флюид и нефть являются смешивающимися жидкостями, и многоконтактное, когда смесимость достигается в результате массообмена между флюидами. Для достижения многоконтактной смесимости требуется достаточно большое время и путь фильтрации газа в нефтенасыщенной пористой среде. Если массообмен между нефтью и газовым агентом не приводит к достижению полной смесимости, то имеет место режим ограниченно-смешивающегося вытеснения нефти газом. Ограниченно-смешивающийся режим менее эффективен, чем режим полной смесимости. Если массообмен между нефтью и газом незначительно влияет на состав и свойства флюидов, то имеет место крайний случай ограниченно-смешивающегося вытеснения — несмешивающееся вытеснение нефти газом. Несмешивающийся режим вытеснения нефти газом наименее эффективен [3].

Очень удобно представлять состав системы «нефть-растворитель (газ)» в виде комбинации трех псевдокомпонентов: легкого компонента (обычно это вытесняющий агент, например, метан, жирный газ и т.п.), среднего промежуточного компонента (легкие углеводороды) и тяжелого компонента (тяжелые углеводороды нефти) [5].
Такие диаграммы были построены в программном продукте PVTi Schlumberger на модели легкой нефти изучаемого месторождения.
Моделирование процесса вытеснения на тернарной диаграмме для пластовой нефти изучаемого месторождения:

а) одноконтактное смешивание
б) вытеснение в режиме обогащающегося газа
Состав пластовой нефти переходит в критический при давлении в 370 атм. Это давление выбрано как предельное.

При закачке сухого газа в пластовую систему будет наблюдаться механизм одноконтактного смешивающего вытеснения, представленный на рис. 2. При одномерном вытеснении флюидов метаном нефть находится во внутренней части тройной диаграммы, что означает, что изначально в нефти присутствует какой-то из легких компонентов. Линия, соединяющая состав нефти и состав метана (прямолинейная траектория разбавления растворителя и нефти), не пересекает двухфазную область, т.е. их смесь будет состоять из единой фазы, которая плавно изменяется по составу от исходной нефти до неразбавленного растворителя. В этом случае мы имеем вытеснение, которое полностью происходит в одной фазе и является смешивающимся при первом контакте [3]. Однако, как видно из рис. 2, для пластовой нефти изучаемого месторождения и закачиваемого метана, одноконтактного смешивающегося, вытеснения происходить не будет. Смешивание в первом контакте может обеспечить только состав с 40% концентрацией фракций С2-С5.
Моделирование процесса вытеснения на тернарной диаграмме в случае режима обогащенного газа
Рассмотрим диаграмму, представленную на рис. 1б. Закачиваемый газ в данном случае полностью состоит из легкого компонента. Вытеснение не является смешивающимся при первом контакте, т.к. траектория разбавления проходит через двухфазную область. Представим ряд ячеек, которые являют собой проницаемую среду при одномерном вытеснении. Первая ячейка изначально содержит нефть, к которой мы добавляем какое-то количество растворителя таким образом, что общий состав обозначается как М1. Смесь разделится на две фазы — газ G1 и жидкость L1, состав которых определяется рабочими линиями равновесия. Газ G1 обладает гораздо большей подвижностью, чем L1 и эта фаза поступит преимущественно во вторую ячейку смешения, образуя смесь М2. Жидкость L1 остается позади, смешиваясь с более чистым растворителем. Во второй ячейке смесь М2 разделяется на газ G2 и жидкость L2; G2 течет в третью ячейку, образуя смесь М3 и т.д.

В какой-то n-ячейке (после третьей) газовая фаза настолько обогатится средними компонентами, что больше не образует две фазы при смешивании с нефтью. С этого момента все составы, участвующие в вытеснении, будут располагаться на линии между составом сырой нефтью и точкой, касательной к бинодальной кривой. Вытеснение становится смешивающимся при составе растворителя, заданном точкой касания к бинодальной кривой. Смесимость с нефтью достигнута в результате того, что растворитель обогатился промежуточными компонентами.
Промежуточные компоненты испаряются из сырой нефти, поэтому процесс представляет собой режим вытеснения испаряющимся газом.
Предположим, что составы сырой нефти и растворителя также находятся на противоположных сторонах критической рабочей линии, но в ситуации, противоположной режиму испаряющегося газа: состав газа правее критической рабочей линии, а состав нефти левее ее (рис. 2).

В первой ячейке смешивания общий состав М1 разделяется на газ G1 и L1. Газ G1 движется в следующую ячейку смешивания, а жидкость L1 смешивается со свежей порцией растворителя, образуя смесь М2. Затем жидкость L2 смешивается со свежим растворителем и т.д. Таким образом, в первой ячейке смешивания этот процесс массообмена между нефтью и газом в конце концов приведет к однофазной смеси.

В данном случае смешиваемость развивается на заднем конце (в тылу) зоны смешивания растворителя с нефтью в результате обогащения жидкой фазы средними компонентами из газа. Фронт зоны смешивания является областью несмешивающегося потока.

Для нефтей изучаемого месторождения возможны все описанные процессы, но эффективность возможно оценить только при помощи фильтрационного моделирования.
Варианты разработки
Вариант 1 — закачка воды, для сравнения эффективности газовых методов с реализуемой на месторождении технологией закачки воды. Вариант 2 — закачка «сухого» газа. Вариант 3 — закачка «жирного» газа.
В работе рассмотрено три варианта закачки различных газовых композиций для проектного фонда:

а) агент воздействия — вода; б) агент
воздействия — газ
Забойное давление на добывающих скважинах — 100 атм. в соответствии с историческим, забойное давление на водонагнетательных скважинах — 400 атм. (ниже давления авто-ГРП), на газонагнетательных — 350 атм. (в соответствии с возможностями компрессоров). С целью недопущения масштабного развития процесса разгазирования, нагнетательный фонд вводится в эксплуатацию без отработки на нефть.
Вариант 1
базовый с закачкой воды, создан для сравнения с реализуемой на большинстве месторождений технологией.
Вариант 2
закачка «сухого» газа (100% концентрация метана). Рассмотренный вариант не предполагает изначального достижения режима смешиваемости, но за счет многоконтактного испарения может достигать режима смешения за счет испарения легких фракций за границей фронта вытеснения.
Представлены временные разрезы по профилю скважин №№ 512–509, наглядно иллюстрирующие этот процесс. В первый момент времени происходит классическое несмешивающееся вытеснение нефти закачиваемым газом. Содержание закачиваемого газа: метан — 97,3%, этан — 1,4%, углекислый газ — 0,1%, пропан — 1,2%.
Вариант 3
закачка «жирного» газа. Концентрация закачиваемого газа подобрана согласно рис. 1 для обеспечения режима одноконтактного смешивающегося вытеснения. Состав закачиваемого газа: C1 — 60%, C2 — 20%, C3 —10%, IC4 — 5%, IC5 — 5%. Такая композиция обеспечивает одноконтактное смешивание, как показано на рис. 1а. Перед фронтом формируется вал нефтенасыщенности, за фронтом — остаточная нефть равняется нулю. Однако такой способ экономически и технологически трудно реализуем. Значительная концентрация ШФЛУ (40%) не стабильна. В процессе закачки необходимо будет обеспечить подогрев до 80 0С (температура выпадения из раствора пентанов при пластовом давлении в 300 атм.), с целью недопущения сжижения фракций в призабойной зоне. Тем не менее, вариант с позиции извлечения нефти является идеальным, обеспечивая КИН — 0,661 д.ед.
Вариант 4
водогазовое воздействие с попеременной закачкой «сухого» газа и воды в первые 5 лет с циклом в 12 месяцев с последующей постоянной закачкой воды. В виду большого расстояния между скважинами этот вариант не обеспечивает режим смешивающегося вытеснения и не дает преимуществ по сравнению с закачкой «сухого» газа. Более того, водой блокируется зона испарения.
В таблице представлены результаты расчетов по различным вариантам закачки.
подробнее
ИТОГИ
Для месторождений «легкой» нефти, с вязкостью ниже 04 сПЗ, может возникнуть ряд проблем, связанных с неэффективностью ППД на основе воды. В этих условиях можно рекомендовать закачку разовых композиций. Наиболее популярным и часто используемым решением является ВГВ, или организация «смешивающегося» вытеснения. Однако в некоторых случаях закачка «сухого» газа может оказаться более предпочтительней за счет эффекта испарения легких компонент нефти. Этот случай был исследован на примере одного из месторождений в Западной Сибири.
ВЫВОДЫ
В работе изучены перспективы закачки различных композиций газа для повышения рентабельности разработки месторождений "легкой нефти" с высоким содержанием фракций С2-С5. Показано, что наличие интенсивного межфазного массообмена существенно влияет на эффективность извлечения запасов. При этом не всегда водогазовое воздействие может оказываться лучше закачки «сухого» газа с точки зрения коэффициента извлечения нефти. Возможны ситуации с образованием режима смешивающего вытеснения в зонах, прокаченных «сухим» газом. Этот процесс связан с испарением углеводородных фракций С2-С5 из нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Бриллиант Л.С., Плиткина Ю.А., Антипин М.А., Лазеев А.Н., Гнилицкий Р.А., Николаев М.Н. Изучение проблем и оценка перспектив разработки объекта ЮК10 Талинской площади на основе ситуационного анализа // Нефтяное хозяйство. 2012. №10. С. 60–65.

2. Данько М.Ю., Бриллиант Л.С., Печерки М.Ф., Шестаков Д.А., Юнусов Р.Р., Индрупский И.М. Изучение метода восстановления продуктивности скважин остановкой месторождения на релаксацию на примере Присклонового НГКМ // Недропользование XXI век. 2018 №2а.
C. 156–165.

3. Лян Мэн. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim tube. Москва, 2017. 118 c.

4. Нестеренко А.В., Юшков И.Ю. Фатеев Д.Г. Алгоритм подготовки PVT свойств газоконденсатной смеси при композиционном моделировании разработки ачимовских отложений // Экспозиция Нефть Газ. 2013. №7. C. 77–81.

5. Lake L.W. Enhanced oil recovery. Englewood Cliffs, New Jersey: Prentice-Hall, 1989, 550 p.
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
термодинамическое моделирование, жидкие углеводороды, испарение нефти, закачка газа, вытесняющий агент, смесимость
Компьютерное моделирование пластовой углеводородной системы, термодинамическое моделирование.
М.Ю. Данько. Эффективность методов увеличения КИН, основанных на межфазном массообмене. Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 31-34. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10072
30.01.2020
УДК 622.276
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10072
М.Ю. Данько, заместитель генерального директора по науке ООО «ТИНГ», Тюмень, Россия
danko@togi.ru

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda