Нефть в пластовых условиях

    Таким образом, пластовая нефть представляет собой смесь жидких и газообразных углеводородов, которые могут находиться либо в однофазном состоянии (нефть с растворенным газом), либо в двухфазном (газированная нефть и свободный газ).

1. Отбор проб нефти

    Изучение  свойств пластовых нефтей начинают с отбора их глубинных проб. От качества отобранных проб будет зависеть точность определяемых характеристик. Пробу отбирают из работающей скважины, для чего в скважину обычно до глубины средних отверстий фильтра опускают глубинный пробоотборник.

    Для того чтобы решить, из каких скважин изучаемого объекта следует отбирать пробы, прежде всего необходимо ознакомиться с геологическим строением объекта, подлежащего изучению. Если объект несложного строения, например, горизонтально залегающий пласт без экранирующих нарушений, то выбор скважин не представляет особого труда. В этом случае для отбора проб может быть выбрано несколько скважин, равномерно расположенных по площади и отстоящих друг от друга на значительном расстоянии. Число скважин будет зависеть от размеров объекта.

    В случае сложного геологического строения (крутопадающие пласты, дизъюнктивные  нарушения внутри объекта и т. п.) выбор скважин для отбора проб представляет довольно трудную задачу. Необходимо по минимальному числу проб получить полное представление о характере пластовой нефти.

    При сложном геологическом строении объекта возможно непостоянство по пласту некоторых характеристик нефти, вызванное различиями в температуре и давлении в отдельных его частях. В поднятых частях пласта температура будет ниже, чем в опущенных. Кроме того, при наличии в пласте экранирующих нарушений может оказаться, что пласт, выделенный как одна гидродинамическая система, содержит разные по составу нефти, т. е. в пределах отдельных блоков скопилась нефть, мигрировавшая из разных мест. Различия в свойствах нефти могут быть также следствием отсутствия установившегося термодинамического равновесия в пласте между жидкими и газообразными углеводородами. В таких случаях газонасыщенность нефти в пределах залежи характеризуется непостоянством и убывает вниз по падению пласта.

    Следовательно, при выборе скважин для отбора глубинных проб необходимо руководствоваться  геологическим строением месторождения  и данными промысловых испытаний  скважин. Чем детальнее изучен объект, тем легче выбрать скважины. Привести какую-либо универсальную схему невозможно, и вопрос выбора скважин для отбора проб в каждом конкретном случае должен решаться особо.

    Следующим важным моментом при выборе скважин  является их техническое состояние. Намечаемая для отбора проб скважина должна отвечать требованиям безопасной работы при спуске глубинных приборов. Для этого она должна обладать исправными, легко закрывающимися задвижками. Фонтанные трубы должны свободно пропускать глубинный пробоотборник, для чего диаметр должен быть не менее 50,8 мм; желательно, чтобы трубы были спущены как можно ближе к перфорированной части колонны. Часто вследствие сильных вмятин на трубах спуск пробоотборника на всю глубину скважин невозможен, поэтому трубы по всей длине не должны иметь вмятин и резких изгибов и, кроме того, низ колонны фонтанных труб должен быть оборудован упором.

    Если  окажется, что фонтанные трубы  спущены не на всю глубину скважины или на концы труб не приварены  упоры, то спуск пробоотборника ниже фонтанной колонны не рекомендуется во избежание его обрыва при подъеме.

    Перед спуском в скважину пробоотборника следует проверить шаблоном техническое состояние труб.

    В случае парафинистой нефти, когда в  верхней части колонны отлагается парафин, перед спуском пробоотборника в скважину необходимо очистить трубы от него.

    Желательно, чтобы перед отбором глубинной  пробы было проведено исследование работы скважины на различных штуцерах, замерены забойное и пластовые давления, температура.  Эти данные помогут выбрать тот режим работы скважины, при котором забойное давление будет выше давления насыщения и, следовательно, на забое не будет свободного (не растворенного в нефти) газа. Если окажется, что к моменту отбора глубинной пробы скважина работала с давлением ниже давления насыщения, то, прежде чем приступить к отбору пробы, скважину следует перевести на тот режим работы, при котором предполагается произвести отбор проб.

    Следует иметь в виду, что время, необходимое  для восстановления пластового газового фактора, зависит от величины депрессии вокруг скважины, от пористости и проницаемости пласта, от вязкости нефти и степени ее недонасыщенности, поэтому не всегда оказывается возможным дождаться восстановления пластового газового фактора. Однако для новых скважин, вскрывших еще не затронутые эксплуатацией части пласта и проработавших сравнительно короткое время, это обязательное условие.

    Необходимо  также определить содержание воды в нефти. Это дает возможность правильно интерпретировать результаты исследования. Желательно, чтобы скважина, из которой предполагается производить отбор проб, была безводной.

    После тщательного изучения скважины можно  приступить непосредственно к отбору глубинных проб.

    После подъема пробоотборника из скважины пробу следует перевести в  контейнер — стальной сосуд, предназначенный  для длительного хранения и транспортировки  пробы под давлением. Длительное храпение пробы в пробоотборнике не рекомендуется.

2. Свойства  пластовых нефтей

    Экспериментальный метод исследования нефти при  пластовых температуре и давлении на основе изучения глубинных проб пластовой нефти, отобранных с забоя скважин глубинным пробоотборником, дает наиболее, полное представление о характере пластовой нефти.

    В результате исследования глубинных  проб получают следующие характеристики пластовой нефти:

    1) давление насыщения,

    2) растворимость газа в нефти, 

    3) объемный коэффициент,

    4) сжимаемость, 

    5) плотность,

    6) вязкость.

    Свойства пластовых нефтей можно определять также путем применения так называемого расчетного метода.

    Этот  метод основан на использовании  эмпирических графиков, построенных по большому количеству экспериментальных данных и связывающих характеристики дегазированной и пластовой нефти. Несмотря на получаемую при этом сравнительно низкую точность, расчетный метод довольно широко распространен вследствие исключительной простоты и удобства.

    Для использования расчетного метода необходимо иметь данные о плотности сепарированной нефти, газовом факторе (соответствующие растворимости газа в нефти при данном пластовом давлении), пластовой температуре (в приложении приведён пример – геоизотерма месторождения) и пластовом давлении.

    Давление  насыщения характеризует степень  насыщенности нефти газом. Под давлением насыщения пластовой нефти понимается давление, при котором   начинается выделение   из нефти первых пузырьков растворенного газа. Если пластовое давление становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. При давлении насыщения, равном пластовому давлению, пластовая нефть насыщена газом. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, недонасыщена газом.

    Величина  давления насыщения зависит от свойств  нефти и газа. Более тяжелые нефти имеют высокие давления насыщения; в них растворяется меньше газа, чем в легких нефтях. Более тяжелые нефтяные газы по сравнению с более легкими растворяются в нефти при меньших давлениях. При наличии в углеводородном газе азота давление насыщения резко повышается.

    К началу разработки залежь нефти характеризуется  величиной начального давления насыщения; при снижении пластового давления из нефти выделяется газ и устанавливается новое, текущее давление насыщения.

    Величина  давления насыщения зависит от температуры пласта; для нефтей, содержащих в составе растворенного газа заметное количество азота, зависимость давления насыщения от температуры незначительная.

    Изучение  давления насыщения и его соотношений  с пластовым давлением имеет большое значение при проектировании разработки залежи нефти. При значительном превышении пластового давления над давлением насыщения создаются благоприятные условия для эффективной ее разработки.

    Давление  насыщения обычно определяют по пробам пластовой нефти; при этом одновременно с давлением насыщения определяют количество газа, растворенного в нефти (в м³/м³). В процессе добычи нефти и газа количество добытого газа на единицу добытой нефти выражают обычно в м³/т. Если количество растворенного в нефти газа не превышает 80 м³ на 1 м³ нефти, следует пользоваться верхним графиком. Для нефтей с большим содержанием растворенного газа применяют нижнюю диаграмму.

    Пусть, например, газовый фактор скважины равен 220 м³/т или 220×0,88=194 м³/м³, плотность нефти 0,88 г/см³, а пластовое давление 18 МПа. Из рис. 1 по этим данным находим, что в 1 м³ нефти может раствориться при давлении 18 МПа только 110 м³ газа  (см. рис. 1, нижний график). Следовательно, значительное  количество добываемого   газа   находится   в пласте в свободном состоянии.

    Рассмотрим  случай, когда пластовое давление превышает давление насыщения. Например, плотность нефти 0,86 г/см³, газовый фактор — 40 м³/т или 40×0,86 = 34,2 м³/м³, а давление пласта 14 МПа. В этих условиях давление насыщения составит всего 5 МПа (см. рис. 1, верхний график). Следовательно, весь газ растворен в нефти, и выделение его из раствора возможно только в стволе скважины в условиях снижения давления до 5 МПа.

    Следует подчеркнуть, что ввиду пренебрежения  на графике влиянием плотности газа и температуры возможны погрешности до 25 % и выше.

    Отметим, что величину газового фактора нельзя отождествлять с количеством растворенного в нефти газа в пластовых условиях. Так, для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции величина газового фактора в большинстве случаев меньше количества газа, растворенного в 1 м³ нефти, вследствие избыточного давления в трапах, что приводит к неполной сепарации газа. А при наличии в пласте свободного газа промысловый газовый фактор вообще не может служить даже ориентировочным показателем количества растворенного в нефти газа.

Рис. 1. Кривые растворимости газа в нефти (N)  при различных давлениях насыщения (р_нас)

    Заниженные  значения величины давления насыщения  объясняются также наличием азота в газе. Азот плохо растворяется в нефтях, и присутствие его даже в незначительных количествах заметно увеличивает величину давления насыщения. При внесении соответствующей поправки на наличие в газе азота величина давления насыщения, рассчитанная по графикам, будет ближе к определенной по глубинным пробам.

    Приведем  в качестве примера следующий  расчет. По лабораторным исследованиям пробы пластовой нефти, отобранной из скв. 10 Ромашкинского месторождения, давление насыщения составляет 8,4 МПа, а по графику на рис. 1 оно определено в 6,5 МПа.

    Газовый фактор пластовой нефти 47,5 м³/м³, причем газ содержит 6 % азота. Количество растворенного в нефти азота равно А = 47,5×0,06 = 2,85 м³/м³. При величине коэффициента растворимости азота в нефти α_л=1,2 (м³/м³) МПа и среднем значении коэффициента растворимости газа Ромашкинского месторождения в нефти α_г=6,0 (м³/м³)/МПа поправка к величине давления насыщения будет выражаться величиной

    Следовательно, с учетом поправки давление насыщения  равно 6,5+1,9 = 8,4 МПа, т. е. совпадает с получением при анализе проб пластовой нефти. Таким образом, при наличии в растворенном газе азота следует вводить поправку по приведенной методике.

    Сжимаемость нефти — при увеличении давления нефть сжимается. Для большинства пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости β_Н колеблются в пределах (0,6-0,8)∙10^-3 1/МПа; среднее значение коэффициента сжимаемости нефти составляет приблизительно 1∙10^-3 1/МПа.

    Величину  β_н можно определять пересчетом величин объемных коэффициентов, определенных в лаборатории, по формуле