Определение эффективности смесимости нефти и закачиваемого газа
Кобяшев А.В., Пятков А.А., Захаренко В.А., Громова Е.А., Долгов И.А.
ООО «Тюменский нефтяной
научный центр»
На примере Северо-Даниловского месторождения Восточной Сибири рассмотрено экспериментальное определение эффективности смесимости нефти и закачиваемого газа. Дана оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения для попутного нефтяного газа. Получена зависимость коэффициента вытеснения в тонкой трубке от степени обогащения газа компонентами С₂–С₄. Приведен подход к планированию режимов вытеснения в тонкой трубке с использованием корреляционных зависимостей и уравнения состояния.
Введение
Повышение эффективности использования попутного нефтяного газа (ПНГ) является актуальной задачей, в особенности в регионах ограниченного сбыта газа. К таким районам можно отнести территорию Восточной Сибири, где разведанные и вводимые в разработку месторождения расположены на обширной территории. В таких условиях перспективным является оценка варианта использования ПНГ с обратной закачкой с целью поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта.
Увеличение нефтеотдачи при использовании газовых методов во многом определяется степенью смесимости газа и нефти. В благоприятных условиях реализуется смешивающее вытеснение с достижением коэффициента смесимости более 90 %. Противоположным является вариант несмешивающегося вытеснения, реализуемого в условиях использования «сухого» газа, тяжелой нефти и/или низкого пластового давления. Изучение характера смесимости является определяющим этапом оценки потенциальной эффективности газового воздействия.
Целью работы является определение ключевых параметров смесимости для ПНГ — минимального давления смесимости (МДС) и минимального уровня обогащения (ММЕ), а также определение эффективности вытеснения в тонкой трубке при использовании СО₂.
Увеличение нефтеотдачи при использовании газовых методов во многом определяется степенью смесимости газа и нефти. В благоприятных условиях реализуется смешивающее вытеснение с достижением коэффициента смесимости более 90 %. Противоположным является вариант несмешивающегося вытеснения, реализуемого в условиях использования «сухого» газа, тяжелой нефти и/или низкого пластового давления. Изучение характера смесимости является определяющим этапом оценки потенциальной эффективности газового воздействия.
Целью работы является определение ключевых параметров смесимости для ПНГ — минимального давления смесимости (МДС) и минимального уровня обогащения (ММЕ), а также определение эффективности вытеснения в тонкой трубке при использовании СО₂.
Основная часть
Наиболее распространенным методом оценки смесимости является эксперимент по вытеснению в тонкой трубке, который позволяет оценить МДС, сделать выводы о влиянии обогащения газа на эффективность вытеснения, а также определить направление процесса взаимодействия нефти и закачиваемого газа.
Описание эксперимента в тонкой трубке широко представлено в отечественных [2, 3] и зарубежных публикациях [1, 4, 5]. В настоящей работе эксперименты выполнены в Сколковском институте науки и технологии (П. Гришин, П. Зобов, С. Антонов). Параметры тонкой трубки: длина 24,5 м, внутренний диаметр 3,9 мм, проницаемость 6,8 Д, поровая среда стеклянная дробь 75–150 мкм.
Во всех экспериментах тонкая трубка заполнялась модельной рекомбинированной нефтью. Свойства нефти: давление насыщения 14,7 MПа, плотность 0,7428 г/см³, вязкость 1,21 MПа·с, газовый фактор 142 м³/м³, коэффициент усадки 0,758.
Газ вытеснения изготовлен из легких компонентов С₁–С₄ в соответствии с составом ПНГ (табл. 1).
Описание эксперимента в тонкой трубке широко представлено в отечественных [2, 3] и зарубежных публикациях [1, 4, 5]. В настоящей работе эксперименты выполнены в Сколковском институте науки и технологии (П. Гришин, П. Зобов, С. Антонов). Параметры тонкой трубки: длина 24,5 м, внутренний диаметр 3,9 мм, проницаемость 6,8 Д, поровая среда стеклянная дробь 75–150 мкм.
Во всех экспериментах тонкая трубка заполнялась модельной рекомбинированной нефтью. Свойства нефти: давление насыщения 14,7 MПа, плотность 0,7428 г/см³, вязкость 1,21 MПа·с, газовый фактор 142 м³/м³, коэффициент усадки 0,758.
Газ вытеснения изготовлен из легких компонентов С₁–С₄ в соответствии с составом ПНГ (табл. 1).
Табл. 1. Компонентный состав нефти и закачиваемого газа
Планирование эксперимента вытеснения в тонкой трубке
При планировании проведения исследования в тонкой трубке был выполнен дизайн исследований с определением диапазона неопределенностей МДС и ММЕ. Оценка проведена с использованием корреляционных зависимостей [5–7], а также на основе гидродинамических расчетов композиционного моделирования (ПО Eclipse 300 и PVTsim NOVA).
Корреляционная зависимость Маклавани [5] позволяет выполнить оценку МДС для заданного композиционного состава нефти и закачиваемого газа (1). В таблице 2 приведены исходные данные для пласта Б5 Северо-Даниловского месторождения.
Корреляционная зависимость Маклавани [5] позволяет выполнить оценку МДС для заданного композиционного состава нефти и закачиваемого газа (1). В таблице 2 приведены исходные данные для пласта Б5 Северо-Даниловского месторождения.
Табл. 2. Свойства нефти и закачиваемого
попутного нефтяного газа
попутного нефтяного газа
где α — коэффициент, учитывающий параметры состава нефти; β — коэффициент, учитывающий параметры закачиваемого газа; XC2–C6 — среднее содержание в нефти
С2–C6, СО₂, H₂S; XC1 — содержание метана в нефти; T — температура пласта; MC7+ — молекулярная масса компонентов нефти С7+; YC2+ — содержание С2+ в закачиваемом газе;
MC2+ — молярный вес С2+ в закачиваемом газе.
С2–C6, СО₂, H₂S; XC1 — содержание метана в нефти; T — температура пласта; MC7+ — молекулярная масса компонентов нефти С7+; YC2+ — содержание С2+ в закачиваемом газе;
MC2+ — молярный вес С2+ в закачиваемом газе.
В качестве уравнения состояния использованы два наиболее распространенных: уравнение Пенга — Робинсона и Соаве — Редлиха — Квонга, настроенные на результаты рутинных исследований пластовой нефти.
Результаты оценки МДС разошлись в широком диапазоне (рис. 1): согласно уравнению корреляции, МДС составил 34 MПа, по данным уравнения состояния (рис. 1, уравнение состояния 1, 2), в зависимости от варианта настройки — от 41,4 до 44,1 MПа.
Результаты оценки МДС разошлись в широком диапазоне (рис. 1): согласно уравнению корреляции, МДС составил 34 MПа, по данным уравнения состояния (рис. 1, уравнение состояния 1, 2), в зависимости от варианта настройки — от 41,4 до 44,1 MПа.
Рис. 1. Планирование режимов вытеснения в тонкой трубке для
определения МДС с учетом диапазона неопределенности
определения МДС с учетом диапазона неопределенности
Результаты экспериментов
Первый эксперимент по вытеснению пластовой нефти с использованием ПНГ при давлении 30 MПа показал высокую эффективность, КИН составил 0,81 д.ед. и подтвердил оптимистичный сценарий. Далее выполнена оценка на низком давлении, близком к начальному пластовому (17 MПа), КИН составил 0,6 д.ед. И, наконец, третий тест при давлении 40 MПа позволил достигнуть КИН смешивающегося вытеснения 0,95 д.ед. Таким образом, с использованием минимального количества экспериментов были получены данные для определения МДС (табл. 3).
Табл. 3. Результаты вытеснения в тонкой трубке модельной нефти Северо-
Даниловского месторождения, пласт Б5
Даниловского месторождения, пласт Б5
Исследования [4, 5, 8] показали, что скорость вытеснения не влияет на значение МДС, однако вытеснение с меньшей скоростью позволяет достигнуть большего коэффициента извлечения для режимов несмешивающегося вытеснения. Для оценки вклада диффузионной составляющей в четвертом эксперименте вытеснение выполнено при скорости в два раза меньше, чем в эксперименте №2. Как показал эксперимент, эффективность вытеснения при меньшей скорости не увеличилась, коэффициент вытеснения составил 0,6. Кроме того, в четвертом эксперименте дополнительно увеличили объем прокачки, вплоть до 1.6 PV. Больший объем прокачки привел к приросту коэффициента вытеснения на 4 % при замедлении темпа прироста извлечения нефти.
Для оценки влияния состава ПНГ на эффективность вытеснения в тонкой трубке выполнен эксперимент №5, в котором при начальном пластовом давлении в качестве газа вытеснения использован метан. Сравнение результатов эксперимента №2 и 5 показывает значительный вклад наличия компонентов С₂–С₄ в составе закачиваемого газа на коэффициент вытеснения, использование «чистого» метана приводит к быстрому прорыву газа и снижению коэффициента в два раза относительно использования ПНГ с содержанием С₂–С₄ 21 моль, % (табл. 3).
Одним из эффективных газов для достижения смешивающегося вытеснения является СО₂. В эксперименте №6 при вытеснении нефти СО₂ коэффициент вытеснения составил 0,95, подтвердив высокий потенциал СО₂ как агента для повышения нефтеотдачи (табл. 3).
Для оценки влияния состава ПНГ на эффективность вытеснения в тонкой трубке выполнен эксперимент №5, в котором при начальном пластовом давлении в качестве газа вытеснения использован метан. Сравнение результатов эксперимента №2 и 5 показывает значительный вклад наличия компонентов С₂–С₄ в составе закачиваемого газа на коэффициент вытеснения, использование «чистого» метана приводит к быстрому прорыву газа и снижению коэффициента в два раза относительно использования ПНГ с содержанием С₂–С₄ 21 моль, % (табл. 3).
Одним из эффективных газов для достижения смешивающегося вытеснения является СО₂. В эксперименте №6 при вытеснении нефти СО₂ коэффициент вытеснения составил 0,95, подтвердив высокий потенциал СО₂ как агента для повышения нефтеотдачи (табл. 3).
Оценка минимального давления смесимости
Для определения МДС построен график зависимости КИН (1.2 PV) от давления, при котором выполнен эксперимент. Аппроксимация значений коэффициента извлечения до 0,9 показала значение МДС — 34,5 MПа (рис. 2). Полученные значения МДС близки к оценке с использованием уравнения корреляции Маклавани.
Значительная разница между МДС и начальным пластовым давлением показывает, что в пласте при реализации закачки ПНГ смешивающийся режим не может быть достигнут без повышения давления или обогащения газа жирными компонентами.
Значительная разница между МДС и начальным пластовым давлением показывает, что в пласте при реализации закачки ПНГ смешивающийся режим не может быть достигнут без повышения давления или обогащения газа жирными компонентами.
Рис. 2. Оценка минимального давления смесимости для
ПНГ (С₁–С₂ — 21 моль, %)
ПНГ (С₁–С₂ — 21 моль, %)
Оценка минимального уровня обогащения
Для оценки степени обогащения закачиваемого газа компонентами С₂–С₄ построен график зависимости коэффициента вытеснения при первоначальном пластовом давлении от доли С₂–С₄ в закачиваемом газе (рис. 3).
Рис. 3. Оценка минимального уровня обогащения закачиваемого
газа компонентами С₂–С₄ при вытеснении нефти из тонкой
трубки при первоначальном пластовом давлении 17 MПа
газа компонентами С₂–С₄ при вытеснении нефти из тонкой
трубки при первоначальном пластовом давлении 17 MПа
Линейная аппроксимация коэффициента вытеснения до уровня 0,9 показывает, что минимальная степень обогащения составляет 45 % моль средними компонентами С₂–С₄. Полученные практические результаты подтвердили ранее выполненные теоретические исследования с использованием уравнения состояния [9] и создают основу для планирования применения газового воздействия в режиме высокоэффективного смешивающегося вытеснения.
ИТОГИ
Полученные результаты позволяют сделать выводы о режимах вытеснения при использовании ПНГ, оценить степень влияния обогащения на эффективность процесса, а также принять во внимание перспективность использования СО₂ в качестве агента для повышения нефтеотдачи пластов. Динамические и накопленные показатели создают основу для настройки уравнения состояния и прогноза эффективности газового воздействия в широком диапазоне изменения пластового давления и компонентного состояния.
ВЫВОДЫ
Предварительная оценка минимального давления смесимости с использованием различных подходов (корреляция, уравнение состояния) и при наличии разного объема экспериментальных данных (наличие информации о стандартных и специальных лабораторных исследованиях) показала значительную неопределенность ключевых параметров: диапазон неопределенности составил от 34 до 44 MПа.
Дизайн эксперимента по вытеснению в тонкой трубке позволил оптимизировать количество тестов и решить поставленную задачу определения МДС.
Выполнена оценка эффективности смесимости нефти пласта Б5 Северо-Даниловского месторождения, в ходе которой установлено, что минимальное давление смесимости при использовании ПНГ (С₂–С₄ %, моль) составляет 36,5 MПа.
Минимальный уровень обогащения ПНГ для достижения смесимости при первоначальном пластовом давлении составляет 45 % С₂–С₄моль, %.
Отмечено значительное влияние «жирности газа» на эффективность вытеснения: так, снижение доли метана с 100 до 78 % позволило увеличить коэффициент вытеснения с 30 до 60 %.
Применение СО₂ показало высокую эффективность с достижением коэффициента вытеснения 95 % при первоначальном пластовом давлении
17 MПа.
Сопоставительный анализ лабораторных результатов с корреляционными оценками показал высокую точность оценки МДС с ПНГ при использовании уравнения Маклавани.
Дизайн эксперимента по вытеснению в тонкой трубке позволил оптимизировать количество тестов и решить поставленную задачу определения МДС.
Выполнена оценка эффективности смесимости нефти пласта Б5 Северо-Даниловского месторождения, в ходе которой установлено, что минимальное давление смесимости при использовании ПНГ (С₂–С₄ %, моль) составляет 36,5 MПа.
Минимальный уровень обогащения ПНГ для достижения смесимости при первоначальном пластовом давлении составляет 45 % С₂–С₄моль, %.
Отмечено значительное влияние «жирности газа» на эффективность вытеснения: так, снижение доли метана с 100 до 78 % позволило увеличить коэффициент вытеснения с 30 до 60 %.
Применение СО₂ показало высокую эффективность с достижением коэффициента вытеснения 95 % при первоначальном пластовом давлении
17 MПа.
Сопоставительный анализ лабораторных результатов с корреляционными оценками показал высокую точность оценки МДС с ПНГ при использовании уравнения Маклавани.
ЛИТЕРАТУРА
1. Danesh А. PVT and phase behaviour of petroleum reservoir fluid. Marine and Petroleum Geology, 1998, Р. 558–559. (In Eng).
2. Полищук А.М., Хлебников В.Н., Губанов В.Б. Использование слим-моделей пласта (slim tube) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимся агентами. Часть 1. Методология эксперимента // Нефтепромысловое дело. 2014. № 5. С. 19–24.
3. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л., Старковский В.А. Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовым и водогазовым воздействием // Нефтяноехозяйство. 2016. № 2. С. 60–63.
4. Flock D.L., Nouar A. Parametric analysis on the determination of the minimum miscibility pressure in slim tube displacements. Journal of Canadian petroleum technology, 1984, Vol. 23, issue 5, Р. 80–88. (In Eng).
5. Randall T.E., Bennion D.B. Recent developments in slim tube testing for hydrocarbon-miscible flood (HCMF) solvent design. Journal of Canadian petroleum technology, 1988, Vol. 27, issue 6. (In Eng).
6. Кобяшев А.В., Федоров К.М., Захаренко В.А., Грачева С.К. Валидация корреляционных зависимостей для определения минимального давления смесимости газа с пластовой нефтью // Известия ВУЗов. Нефть и Газ. 2020. № 1. С. 53–60.
7. Захаренко В.А., Кобяшев А.В., Федоров К.М., Дадакин Н.М., Ломпик В.А., Долгов И.А. Прогноз минимального давления смесимости на основе уравнений корреляции и определение оптимального компонентного состава для достижения смешивающегося вытеснения в геологических условиях Западной и Восточной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2019. № 11. С. 62–68.
8. Ekundayo J.M., Ghedan S.G. Minimum miscibility pressure measurement with Slim tube apparatus – how unique is the value? SPE Reservoir Characterization and Simulation Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, 2013, September 16–18,
SPE-165966-MS. (In Eng).
9. Федоров К.М., Поспелова Т.А., Кобяшев А.В., Васильев А.С., Захаренко В.А., Ломпик В.А., Долгов И.А. Проектирование смешивающегося водогазового воздействия с учетом обогащения газа на промысле // Газовая промышленность. 2019. № 12. С. 46–52.
2. Полищук А.М., Хлебников В.Н., Губанов В.Б. Использование слим-моделей пласта (slim tube) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимся агентами. Часть 1. Методология эксперимента // Нефтепромысловое дело. 2014. № 5. С. 19–24.
3. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л., Старковский В.А. Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовым и водогазовым воздействием // Нефтяноехозяйство. 2016. № 2. С. 60–63.
4. Flock D.L., Nouar A. Parametric analysis on the determination of the minimum miscibility pressure in slim tube displacements. Journal of Canadian petroleum technology, 1984, Vol. 23, issue 5, Р. 80–88. (In Eng).
5. Randall T.E., Bennion D.B. Recent developments in slim tube testing for hydrocarbon-miscible flood (HCMF) solvent design. Journal of Canadian petroleum technology, 1988, Vol. 27, issue 6. (In Eng).
6. Кобяшев А.В., Федоров К.М., Захаренко В.А., Грачева С.К. Валидация корреляционных зависимостей для определения минимального давления смесимости газа с пластовой нефтью // Известия ВУЗов. Нефть и Газ. 2020. № 1. С. 53–60.
7. Захаренко В.А., Кобяшев А.В., Федоров К.М., Дадакин Н.М., Ломпик В.А., Долгов И.А. Прогноз минимального давления смесимости на основе уравнений корреляции и определение оптимального компонентного состава для достижения смешивающегося вытеснения в геологических условиях Западной и Восточной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2019. № 11. С. 62–68.
8. Ekundayo J.M., Ghedan S.G. Minimum miscibility pressure measurement with Slim tube apparatus – how unique is the value? SPE Reservoir Characterization and Simulation Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, 2013, September 16–18,
SPE-165966-MS. (In Eng).
9. Федоров К.М., Поспелова Т.А., Кобяшев А.В., Васильев А.С., Захаренко В.А., Ломпик В.А., Долгов И.А. Проектирование смешивающегося водогазового воздействия с учетом обогащения газа на промысле // Газовая промышленность. 2019. № 12. С. 46–52.
Кобяшев А.В., Пятков А.А., Захаренко В.А., Громова Е.А., Долгов И.А.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
АО «Верхнечонскнефтегаз»
avkobyashev@tnnc.rosneft.ru
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
АО «Верхнечонскнефтегаз»
avkobyashev@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: результаты экспериментальных оценок вытеснения нефти газом в тонкой трубке Северо-Даниловского месторождения Восточной Сибири.
Методы: численная оценка минимального давления смесимости с использованием уравнения корреляции Маклавани и уравнения состояния.
Методы: численная оценка минимального давления смесимости с использованием уравнения корреляции Маклавани и уравнения состояния.
минимальное давление смесимости, минимальный уровень обогащения, уравнение состояния, эффективность закачки газа
Кобяшев А.В., Пятков А.А., Захаренко В.А., Громова Е.А., Долгов И.А. Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения при вытеснении нефти попутным нефтяным газом для условий месторождения Восточной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 4. С. 35–38. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38
23.06.2021
553.98 (571.1)
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33