Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений

Бобров, Евгений Владимирович

Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.04 ВАК РФ

Бобров, Евгений Владимирович АВТОР

кандидата физико-математических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Тюмень МЕСТО ЗАЩИТЫ

2006 ГОД ЗАЩИТЫ

02.00.04 КОД ВАК РФ

Диссертация по химии на тему «Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений»

Автореферат диссертации на тему "Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений"

На правах рукописи

БОБРОВ Евгений Владимирович

РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

02.00.04 - "Физическая химия"

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

Тюмень 2006

Работа выполнена в ТО «СургутНИПИнефть» НПО физико-химии пластовых систем и в ГОУВПО Тюменский государственный университет на кафедре неорганической и физической химии.

Научный руководитель: доктор химических наук

профессор Андреев Олег Валерьевич.

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук,

профессор Федоров Константин Михайлович.

доктор физико-математических наук, профессор Новиков Виталий Федорович.

Ведущая организация: Сибирский научно-исследовательский

институт нефтяной промышленности (ОАО «СибНИИНП»), г. Тюмень

Защита состоится 30 июня 2006 г. в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета К 212.274.04 при ГОУВПО Тюменский государственный университет по адресу: 625003, г. Тюмень, ул. Перекопская 15а, ауд. 217 ТюмГУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного университета.

Л ААОЛЛ Т ЛЧ1ЛЛПЛТТ '

1 инир^^/Срих уМЧА-^МШ

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат химических наук, ^ >

доцент Котова Т.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. При решении задач фазовых превращений многокомпонентных систем в условиях пласта или при подъеме продукции скважин на поверхность в большом числе публикаций предполагается постоянство компонентных составов фаз (нефти и газа). Изменение свойств фаз связывают с изменением термобарических условий. Подобный подход обоснован для расчетов только в области, находящийся выше точки насыщения системы (однофазная область). При достижении условий фазовых переходов компонентов смеси происходят непрерывные изменения соотношений и составов фаз, имеющие две составляющие:

а) изменения, связанные с фазовыми переходами вследствие изменения давления и температуры;

б) изменения, обусловленные различиями в скорости движения газовой и жидкой (нефтяной и водной) фаз, что приводит к изменению общего состава термодинамической системы.

Поскольку реальные процессы при подъеме флюида на поверхность достаточно сложны, необходимо разработать алгоритм, учитывающий влияние как термобарических условий, так и вариаций компонентного состава, определяющих объёмные (плотность, сжимаемость) и транспортные (вязкость) свойства фаз.

Для определения характеристик пластового флюида по исследуемому объекту (пласту) требуется проведение большого числа определений при изучении представительных выборок образцов. Трудоемкость эмпирических методов определяет актуальность применения математического моделирования, основанного на рациональном минимуме экспериментальных данных и знании объективных закономерностей изменения основных характеристик нефтегазовой смеси в процессе разработки месторождений.

За последние годы в развитии методов расчёта свойств нефтегазовых смесей выделяются три основных направления: первое - использующее эмпирические корреляции; второе - основанное на применении объективных закономерностей строения и свойств на базе теоретических физико-химических и термодинамических предпосылок; третье - являющееся комбинацией этих двух направлений. Наиболее успешными с точки зрения решения практических задач на сегодняшний день являются разработки датско-норвежского консорциума «СаЬер», компаний БсЫшпЬегдег, ШЗИ и т.д. Однако создаваемые ими математические модели далеки от совершенства, особенно в прикладных расчётах вязкости нефтегазовых и водонефтяных смесей.

Для моделирования потоковых (фильтрационных) экспериментов в лабораторной практике используют модели пластовых флюидов. Остается актуальной задача создания пластовых имитагов, стабильных при нормальных, условиях и соответствующих по своим объёмно-вязкостным характеристикам реальной нефти при пластовых тгрмобарических условиях. __

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.-Петеобуог

Цель работы - разработка методов прогнозирования физико-химических свойств пластовых систем в процессах добычи, сбора, подготовки, транспорта продукции скважин на основании закономерностей, выявленных в ходе лабораторных экспериментов с реальными углеводородными смесями и их физическими моделями; создание и реализация универсальных алгоритмов для оценки изменения объёмно-вязкостных характеристик яефте-водо-газовых смесей.

Научная новизиа работы состоит в следующем:

1. Экспериментально установлены зависимости фазового состояния углеводородных систем от давления и температуры (Р, Т). Поставлена и решена с помощью сеточной функции двух целочисленных аргументов задача определения в каждом узле сетки на плоскости изменения термобарических условий ( W={w1J=(Pь т^};

¡=0,1 ¿../И, Ро=Рк. Рк=Рпл, Р!<Р|+1,]=0,1,2...М, 1(Г=Тк, Тм=Тгл , Т;<Т,+[) соотношения, компонентного состава и свойств жидкой и газовой фаз (плотность и вязкость). В зависимости от внешних условий и способа отвода сопутствующей фазы (газа - в случае нефтяных систем, жидкости - в случае газокон-денсатных систем) установлена область существования и критерии нахождения истинной функции состояния системы при заданных Р*, Т^.

2. Разработан модифицированный алгоритм расчёта фазового поведения многокомпонентной углеводородной смеси, позволяющий прогнозировать фазовое равновесие, плотность фаз, и основанный на альтернативных моделях: уравнения состояния Пенга-Робинсона в классической форме и метода Гофма-на-Крампа-Шилова. С использованием:

2.1. аппроксимации полного состава компонентов нефти путём варьирования набором функций распределения См^й^Г), гДе С ~ концентрация, N - число углеродных атомов компонента неделимого остатка:

- логарифмическая модель:

- модель Лоренца-Брэя-Кларка:

- модель нормального (гауссова) распределения углеводородных компонентов по нормальным температурам кипения (модель Эйгенсона).

2.2. выбора эффективных параметров, входящих в расчётные модели для компонентов неделимого нефтяного «остатка», до выполнения условия сходимости измеренных значений свойств системы (давление насыщения нефти газом, плотность, вязкость и т.д.) и рассчитанных на основании характеристик её отдельных компонентов.

3. Разработан алгоритм расчёта динамической вязкости жидкой углеводородной фазы в диапазоне температур от 273 до 473 К и давлений до 50 МПа, основанный на понятии «кажущейся» вязкости жидкой фазы (аддитивной относительно вязкостей отдельных компонентов) и введении специальных эмпирических констант.

4. Разработан метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмуль-1 сий в зависимости от температуры и обводненности с учетом эффекта инверсии

фаз.

Практическая значимость.

Разработанный расчётный метод определения динамической вязкости и объёмно-фазовых характеристик физических моделей нефти использован при проведении экспериментов по вытеснению нефти водой и модифицированными агентами для месторождений Западной Сибири. Результаты расчётного моде* лирования имеют точность, сопоставимую с результатами экспериментального определения характеристик нефтегазовых систем, что позволяет кратно уменьшить количество трудоёмких экспериментов с использованием аппаратуры высокого давления.

Расчётные модели использованы в проектах разработки и обустройства ряда нефтяных месторождений Сургутского района Западной Сибири, составленных институтом СургутНИПИнефть в период с 2000 по 2006 г.

Достоверность. Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве тодтверждения защищаемых положений, получены в комплексном отделе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «-Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации аналитического центра выдан Госстандартом России 05.08.2005 г., зарегистрирован в Государственном реестре под № РОСС 1Ш.0001.512246).

Полученные результаты подтверждаются сопоставлеяием расчетных данных с результатами экспериментальных исследований, проведённых с использованием сертифицированных методик на поверенном оборудование.

На защиту выносятся:

1. Метод расчета и расчетные зависимости физико-химических свойств (плотности и вязкости фаз) природных углеводородных систем на основании компонентного состава фаз с использованием модифицированной модели фазового поведения.

2. Методика расчета состава и приготовления физических имитатов пластовой нефти для поведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов.

1 3. Модель прогнозирования фазовых превращений пластовой смеси, вы-

званных изменением термобарических условий в стволе скважины, включающая прогнозирование распределения соотношений и объёмно-вязкостных характеристик фаз по глубине.

4. Метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий при изменении их обводненности с учетом эффекта инверсии фаз.

Апробация работы. Отдельные аспекты диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях и семинарах:

1. Научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов «Сур-гутНШШнефть», г. Сургут, 2001 г., 2002 г.

2. Межвузовская конференция молодых ученых, г. Сургут, СурГУ, 2001 г.

3. 13-я научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов, г. Тюмень, СибНИИНП, 2002 г.

4. 5-я конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры, г. Ханты-Мансийск, 2005 г.

5. Общероссийский научно-практический семинар «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья»,

г. Сургут, 2005 г. *

Публикации. Основные положения работы опубликованы в 7 научных статьях, опубликованных в научно-технических изданиях (из них два наименования - в двух журналах статей ВАК).

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения, списка литературы и приложения. Полный объем работы 171 стр., включая: 22 рис. и 15 табл. Библиография содержит 103 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована необходимость и, при определённых условиях, достаточность применения расчетных методов в комплексе с рациональным минимумом легковоспроизводимых экспериментальных данных по определению физико-химических свойств нефти.

Первая глава содержит обзор физических основ процесса течения жидких и газообразных сред, объёмно-фазовых характеристик смесей углеводородов. Приведен обзор теоретических и экспериментальных работ по существующим расчетно-аналитическим методам определения физико-химических свойств природных углеводородных систем в процессе добычи, подготовки и транспорта нефти и газа.

При эксплуатации многопластовых месторождений продукция скважин разных горизонтов, а иногда и месторождений, часто транспортируется совместно. На различных стадиях разработки нефтяных месторождений концентрации и свойства поступающих на смешение для совместного транспорта компонентов варьируются в значительной степени, что приводит к изменению реоло- 1 гических характеристик транспортируемых смесей. Вязкостные свойства таких систем должны прогнозироваться на весь срок эксплуатации месторождений и оптимально учитываться в проектных разработках. Определение вязкости смесей нефтей инструментальными методами для всевозможных вариантов является процессом весьма трудоемким, а иногда и неприемлемым. Поэтому возникает необходимость определять их аналитическим путем.

К настоящему времени получено множество аналитических выражений для расчета вязкости смесей жидкостей. По результатам анализа установлено, что формулы недостаточно точно выражают связь между вязкостью компонен-

тов и их смесей, особенно при сильно отличающихся значениях их вязкости. Это предполагает необходимость проведения специальных исследований по оценке возможности использования известных уравнений для расчета вязкости нефтяных систем, часто встречающихся при сборе и транспорте продукции скважин. Как правило, добывающие скважины с начала ее промышленной эксплуатации дают безводную нефть. Затем в продукции скважины появляется вода, доля которой в процессе извлечения нефти из скважины постепенно возрастает. Поступление в продукцию добывающих скважин воды, уменьшение тем-I пературы нефти в скважине, снижение давления ниже скважинного давления

насыщения пластовой нефти газом в совокупности обуславливают формирование в скважине высокодисперсной системы, дисперсной фазой которой являются:

•углеводородные сложные структурные единицы (ССЕ);

•капельная пластовая вода;

•окклюдированный нефтяной газ и др.

Для учёта изменчивости вязкостных характеристик нефте-водо-газовых смесей в области активного расслоения эмульсий вводится понятие критической обводнённости, являющейся функцией температуры, вязкости безводной углеводородной фазы, а также скорости течения.

Представляет большой интерес сопоставление результатов, полученных по различным методам расчёта. В качестве сравниваемых использованы:

- модель, описанная в Petroleum Engeneering Handbook (Bradley), 1992 г., рекомендованная для расчёта вязкостей водонефтяных эмульсий в США;

- модели Rjanningsen (1995 г.) и Pal and Rhodes (1985 г.), входящие в состав программного комплекса PVTsim-12 (Denmark/Norway Calsep A/S, 2002 г.), широко применяемого для расчёта параметров нефтегазосборных сетей во всём мире;

- экспериментальные данные.

Указанные расчетные модели не позволяют прогнозировать общие реологические характеристики нефте-водо-газовых смесей, что важно при рассмотрении реальных процессов течения во всем диапазоне.

Эффект инверсии фаз, характерный для водонефтяных эмульсий, является ' решающим фактором, который определяет эффективную вязкость водонефтя-

ной эмульсии. Основной вклад в эффективную вязкость водонефтяных эмульсий вносит изменение вязкости дисперсионной среды в результате инверсии фаз при увеличении обводненности. Обратные водонефтяные эмульсии с ростом обводненности как типичные дисперсные системы увеличивают эффективную вязкость до области обводненности, вызывающей инверсию фаз (рис. 1).

Рис.1. Типичная зависимость эффективной вязкосги ьодонефтяных эмульсий |Лэф от объёмвой доли воды ф.

0.2 м 0,6 0,8 I 1.(1

♦

Сравнительная характеристика результатов расчёта грабически представлена на рис. 2. Как следует из рис. 2, все модели в области низкой обводнённости дают сопоставимые с экспериментом результаты. При этом ни одна из общепринятых моделей не учитывает изменение характера течения жидкости при разрушении водонефтяных эмульсий с возрастанием обводнённости.

На рис. 2г и 2д показаны кривые изменения вязкости жидкой фазы (ц) в зависимости от скорости сдвига (S,), где ^ - вязкость безводной нефти, мПа-с, ф - обводненость, %, Sj - скорость сдвига, с"'.

Для определения вязкости нефте-водо-газовых систем все рассмотренные модели применимы .тишь для области малой обводнённости (до 10%). Ни одна из них не отражает как изменения вязкостной характеристики смеси после точки инверсии, так и влияния скорости сдвига на вязкость. В работе далее предложена модель, в максимальной степени учитывающая указанные аспекты течения нефте-водо-газовых систем.

Во второй главе представлено описание лабораторной установки для изучения фазового поведения, объёмных и вязкостных характеристик пластовых флюидов, сведения о порядке приготовления и практической реализации физической модели пластовой нефти для лабораторного определения фазовых про-ницаемостей нефти и воды и коэффициента вытеснения нефти. Для проведения точных объемометрических измерений и изучения фазового состояния флюида, а также для приготовления физической модели пластовой нефти использовался безртутный аппарат RUSKA-2370 и компьютерная программа автоматизированной обработки данных измерений PVT TECH.

На основании результатов исследования экспериментально определяются следующие характеристики пластовой нефти: давление насыщения, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность пластовой нефтч. объемный коэффициент и усадка, растворимость газа в нефти.

Диапазон измеряемого давления: 0,101 - 68,9 MTIa; диапазон измеряемых температур 273 - 473 К.

40 80

Ф,%

а) цо=2 мПа-с, t=S0°C

Ф,%

б) (Ю =10 мПа-с, t=60*C

! I f

Ф//0

в) (10 =35 мПа-с, t=20°C f\

40 80

Ф,%

г) (to =180 мПас, t=10',C, Sj=250c-'

150г

4000 н

2000

С 2

'ф,% 0 40 ф,% 80

д) (до =60 мПа-с, 1=20°С, Sj=0,10,100,300 е) (м =5 мПа-с, t=-10*C

Рис.2. Сравнение результатов, полученных по разным моделям расчета нефте-водо-газовых смесей:

--Bradley (1992) --Pal and Rhodes (1985)

_ _ _Экспериментальные

значения

Ronnmgsen (1995)

Аппарат КШКА-2370 состоит из двух ячеек высокого давления, соединенных трубкой малого диаметра. Объем первичной ячейки, оснащенной сапфировым наблюдательным «глазком» - 400 см3, объем вторичной ячейки - 600 см\ Фазовые объемные измерения выполняются путем установки интерфейса у отметки «глазка».

Система вычисляет объем выше и ниже отметки «глазка», что соответствует высшему и низшему фазовым объемам соответственно. Перемешивание в обоих цилиндрах осуществляется при помощи магнитных мешалок. Давление создается при помощи встроенного электродвигателя и внешнего цифрового а

насоса высокого давления.

На линии соединяющей два цилиндра расположены капиллярный вискозиметр и плотномер.

Объемная разрешающая способность аппарата 1Ш8КА-2370 составляет 0.008 см3/мм (по сравнению с 1 см3/мм в традиционной ячейке со ртутью). Аппарат 1Ш8КА-2370 использует встроенный внутренний компьютер для контроля и слежения за параметрами системы. Данные о давлении, объеме и температуре постоянно обновляются и выводятся на экран монитора.

Компьютерная программа получения данных и осуществления контроля, установленная на внешнем компьютере системы РС, предоставляет интерфейс с графическим представлением данных в реальном времени, обеспечивает получение данных и автоматизацию некоторых видов проверки. Данные, полученные в ходе процесса, легко импортируются в программу крупноформатной таб-

лицы для составления отчетов. Объёмно-вязкостные характеристики нефте-водо-газовых смесей определены на безртутной аппаратуре высокого давления для исследования углеводородных пластовых флюидов RUSKA-2370, включающей:

- капиллярный вискозиметр Ruska, действие которого основано на принципе определения вязкости для ламинарного потока несжимаемого флюида в капилляре;

- плотномер ДМА-512Р, принцип работы которого состоит в измерении периода гармонического колебания U-образной трубки (капилляра), в которой содержится образец.

Измерения параметров осуществляются в диапазоне термобарических условий:

273 ST £ гпък 0.1015 РИ5МПа

Водонефтяные эмульсии готовились посредством перемешивания водо-нефтяной смеси со скоростью вращения мешалки 3000 об/мин"1, что соответствует частоте вращения вала погружных центробежных насосов. Для замешивания эмульсий и приготовления эмульсионных смесей был использован аппарат Blender (двухскоростной, с мешалкой с диаметром лопастей 40 мм лепестковой формы). Резервуар мешалки - цилиндрический сосуд диаметрам 80 мм и высотой 300 мм. Резервуар рассчитан на объем жидкости 500 мл, что соответствует уровню 75 мм. Мешалка оборудована регулятором и датчиком числа оборотов. Время перемешивания принималось таким, при котором достигается максимум распределения капель дисперсной фазы (воды) по размерам в диапазоне диаметров от 1 до 50 мкм, что характерно для эмульсий, образующихся в промысловых нефтесборных системах. Исследования реологических свойств безводной нефти и водонефтяных смесей выполнены на ротационном реовискозимет-ре "Brookfield".

В третьей главе представлен метод решения задачи определения плотности, вязкости и объемных соотношения фаз для фильтрующегося флюида заданного состава при данных термобарических условиях с учетом свойств входящих в его состав компонентов.

В приложении к реальным процессам нефтегазодобычи предполагается следующая постановка задачи.

Пусть в пласте, в стволе скважины и в дальнейшей схеме обустройства температура меняется в пределах (ТгиГ-Тк), давление (Рпл-Рк)- На плоскости (Т, Р) рассмотрим конечное множество точек - сетку:

W={wij=(pi, tj)} ; . i=0,1,2.. .N, ро=Р,с, Pn=Piei , pi<pi+i j=0,I,2...M, то=Т,, т^Тпл, Ti<Ti+,

Вместо непрерывных функций f(P,T) введем сеточные функции двух цело-

численных аргументов й(У), 1=0,1,2...N,3=0,1,2...М, или узла сетки Г(\ув)=%,, т;). Сеточные функции {=(р,, т,) можно рассматривать как матрицу №М. В каждом узле сетки поведение флюида характеризуется локальным равновесием фаз, где Рщ» Тщ, - пластовое давление и температура, соответственно.

Требуется в каждом узле сетки определить соотношение, компонентный состав и свойства фаз (плотность и вязкость) на основании наиболее адекватных расчётных моделей с привлечением базовых экспериментальных данных.

Для решения поставленной задачи выполнен анализ методов прогнозирования компонентных составов и объемных свойств фаз. Установлено, что для расчёта фазового состояния нефтегазовых систем существуют достаточно обоснованные методы, способные с высокой точностью прогнозировать процессы, происходящие в пластовых условиях и при движении жидкости в нефтепромысловом оборудовании.

Физико-химические свойства фаз (плотность и вязкость) меняются вследствие изменения термобарических условий и изменения состава самой фазы. При этом изменение состава фаз определяется действием двух составляющих:

а) изменения, связанные с фазовыми переходами компонентов смеси при изменении давления и температуры;

б) изменения, вызванные различными скоростями движения газовой, йодной и нефтяной фаз, что (при условиях ниже линии насыщения) приводит к непостоянству общего состава термодинамической системы в зависимости от соотношения «приток-отток» компонента смеси в стационарный объём.

Зависимости указанных свойств фаз от температуры и давления не являются однозначными, так как определяются не только термобарическими условиями, но и процессом, в котором получена данная система, т.е. фактором изменчивости общего состава системы в процессе добычи. Для того, чтобы приблизить модель к реальному состоянию пластовой смеси, требуется определить область, в которой расположены значения свойств фаз при данной температуре и давлении для конкретной системы. В качестве условий, характеризующих систему в любой точке, рассмотрены два процесса разгазирования, определяющих состав фаз при заданных Р,Т: однократное и дифференциальное разгазиро-вание.

Под однократным разгазированием понимается процесс, когда при переходе из элемента объёма У,.]^ к Уд соотношения фаз (газ, нефть, вода) определяются только изменением значений р,_), р, и т,.,ь т(. Этот случай имеет место при условии равенства скоростей движения фаз: что практически не

реализуется, однако при таком процессе состав многокомпонентной системы в рассматриваемом элементе объёма является постоянным и равным исходному.

Дифференциальное разгазирование, в свою очередь, происходит при непрерывном изменении исходного состава системы, которое достигается при полном отводе газовой фазы из рассматриваемого элемента объёма V,® по мере снижения давления по заданной изотерме. Шаг по давлению с1Р определяется

для каждой конкретной системы из условия минимизации погрешности определения свойсиа фазы при заданных Р,Т при переходе от <1Р до ёР+е, где е -«малое» приращение, обеспечивающее выполнение указанного условия. Влияние е на свойство фаз считается минимальным в случае, если изменение значения этого свойства ниже погрешности его экспериментального определения. В первом приближении здесь считается: и*г=сс; т.е. скорости движения

нефтяной и водной фаз равны, а скорость газовой фазы бесконечна. После расчёта фазовых соотношений и свойств фаз в первом приближении объёмные соотношения фаз лересчитываются с учётом их поступления в элемент объёма V,0'. При этом скорости поступления водной и жидкой фазы обратно пропорциональны найденным вязкостям при заданных Р,Т, Затем объёмные соотношения фаз лересчитываются вновь.

Для процесса однократного разгазирования состав термодинамической системы постоянен и равен С={сь с2,..., с^}, где с, - концентрация ¡-го компонента в пластовой нефти.

При дифференциальном раз газировании процесс проводится при постоянной температуре: для каждой процесс начинается с исходной системы С ={Сь с2,..., см} и узла (рм=Ршт Л'пл); при переходе от (р;, к (ри, т,) газовая фаза отводится и изменяется состав системы ^

В узлах сетки м^^р], рассчитываются составы и соотношение газовой й жидкой фазы (нефтяной и водной), их плотности, вязкости и молярные массы: У={уь у>,..., Уп} - состав газовой фазы (в мольных долях); Ь={Х|, хг,..., х„} - состав нефтяной фазы (в мольных долях); V - мольная доля газовой фазы; рв, - пиотность и вязкость газовой фазы; Рь, Цц , Ц\г- плотность и вязкость нефтяной и водной фазы; МИТС - моиярная масса газовой фазы; МШ, - молярная масса жидкой фазы. С учётом полученных величин определяются объёмные соотношения фаз.

На рис. 4 представлено изменение плотности нефтяной фазы от давления при разгазиропании пласт овой нефти по двум процессам для трёх изотерм. Как следует из рис.4, влияния характера разгазирования несущественно в окрестности точки нагалтц гния и увеличивается по мере приближения к дневной поверхности тем больше, чем вшпе температура процесса и исходное соотношение «газ-нефть» в пластовой системе.

при <шно».рятпом )1*згшр<)и||ая

1-20°С 1-40оС

(-7 О'С

Рис.4, Значения плотности нефтяной фазы в процессе однокра!ного и дифференциального ра:. газирования при различных температурах.

«-2 в"С 1-4 0"С «=70"С

830

4 «

Дявленя«;, МЛ а

На рисунке А(Р), §(Р) - функция от давления. Расчёт фазового поведения многокомпонентной углеводородной смеси производился с использованием альтернативных моделей: уравнения состояния Пенга-Робивсона в классической форме и метода Гофмана-Крампа-Шилова. С применением:

- аппроксимации полного состава компонентов нефти путём варьирования набором функций распределения Сн=А(ТЧ), где С - концентрация, N - число углеродных атомов компонента неделимого остатка;

- логарифмическая модель;

- модель Лоренца-Брэя-Кларка;

- модель нормального (гауссова) распределения углеводородных компонентов по нормальным температурам кипения (модель Эйгенсона);

- выбора эффективных параметров, входящих в расчётные модели для компонентов неделимого нефтяного «остатка» до выполнения условия схождения измеренных значений свойств системы и рассчитанных на основании характеристик её отдельных компонентов.

Таким образом, с учётом найденной области существования истинной изотермы состояния свсйство системы в мультифазной области будет находиться внутри контура: ¡{р)^рт <, /(р), замкнутого точкой насыщения к изотермами однократного и дифференциального разгазирования (рис.4). Ори этом неопределённость состояния системы возрастает при снижений давления. Поэтому выбор параметров истинного состояния системы зависит от условий поставленной задачи. Рассмотрены наиболее показательные примеры решений прикладных задач с оценками погрешностей моделирования параме тров состояния. Показано, что различия, отмеченные при сравнении измеренных и рассчитанных результатов, незначимо влияют на выходные параметры модели, используемые при подсчёте запасов, проектах разработки сбора, транспорта и т.д.

На основании этих предпосылок возможен целостный расчёт характеристик пластовых флюидов, основанный лишь на экспериментах, проведённых в лабораторных условиях с учетом анализа поверхностных фаз нефти и газа (плотность и вязкость дегазированной нефти, газохроматографический состав газа). Схематически весь процесс расчета представлен на рис..5.

Рис.5. Блок-схе ла расчёта фазовых соотношений и характеристик фаз в процессе нефтедобычи

Расчёт моделей вятости пластовой нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов.

Предложен способ оперативной оценки необходимы?: объёмов смешения и вязкостных свойств физических моделей пластовой нефти. Этот способ применим при моделировании реальных процессов, происходящих с нефтью в условиях пласта и при последующих изменениях её свойств в системе обустройства месторождений.

В качестве методического руководства при расчете параметров модельных смесей исполыуется сертифицированная «Методика приготовления физической модели пластовой нефти для лабораторного определения фазовых прони-цаемостей нефти и воды и коэффициента вытеснения нефти» (РД 5753490-0212000, разработан с участием автора).

Методика устанавливает порядок расчета и приготовления модели пластовой нефти ллл использования; в лабораторных экспериментах по определению фазовых проницаемостей нефти и воды (при совместной стационарной фильтрации) и коэффициента вытеснения нефти на образцах кернового материала.

Основным критерием соответствия физической модели по отношению к пла- 1

стовой газонасыщенной нефти является равенство объемно-вязкостных характеристик (вязкость, плотность) модели и реальной нефти при пластовых термобарических условиях.

Создание физической модели основано на разбавлении органическими растворителями пробы дегазированной нефти с известными физико-химическими характеристиками. В качестве исходной нефти используется устьевая проба нефти, отобранная из скважины рассматриваемого объекта.

При разработке расчетного метода определения динамической вязкости в качестве исходного параметра, наиболее полно характеризующего смесь, выбран компонентный состав исходной (дегазированной) нефти, и состав модельной смеси после добавления требуемого количества растворителя. В основу принципа предварительного расчёта положено понятие о стандартной вязкости смеси (при 20°С и 0,101МПа), которая является комбинацией условных вязко-стей углеводородных чистых компонентов С1-С3 (метан-н-октан, количественно определённых газохроматографическим методом) и неделимого остатка С9+ в соотношении, заданном выбранным правилом смешения. Пересчёт динамической вязкости на пластовые условия (для заданных давления и температуры) осуществляется посредством поправок на давление и температуру, полученных в ходе анализа экспериментальных данных и зависящих от характеристик пластовой углеводородной системы.

В качестве модели рекомбинации компонентов для образования смеси использован общий вид выражения, учитывающие бинарное взаимодействие компонентов смеси:

(А.Г • <')

/-1

где: Цсы, щ (ц>) коэффициенты динамической вязкости смеси, 1-го 0-го) компонентов соответственно;

х1 и Xj - молярные концентрации компонентов;

п - число компонентов смеси (зависит от степени идентификации компонентов состава СГС8).

Как показывает анализ сопоставления расчетных и экспериментальных <

данных, наиболее адекватно смеси описывает выражение (1) при к= 3. Учёт бимолекулярного взаимодействия не вносит существенных поправок в получаемые результаты. Подтверждается факт, что природные углеводородные системы состоят из «подобных» в физико-химическом смысле компонентов и введение специфических поправок на бинарное молекулярное взаимодействие не требуется.

По компонентному составу дегазированной в стандартных условиях нефти (характеристика, входящая в стандартный перечень исследований) рассчитывается кажущаяся вязкость тяжелого остатка по уравнению:

где: и'"- вязкость дегазированной нефти при стандартных условиях, мПа-с.

По найденному путём рекомбинации нефти и растворителя составу модельной смеси, известным значениям щ (табл. 1) и вычисленной по (2) вязкости остатка Ся- рассчитывается её условная вязкость в стандартных условиях (0,101 МПа. 20°С) по формуле (1).

Таблица 1.

Значения условных вязкостей компонентов

Компонент со2 N2 С, с2 Сз 1-С4 с:4 ¡-с5 с5 с6 С7 с*

р.! _ мПа-с 0.26 0.12 0.04-1 0.085 0.220 0.179 0.171 0.224 0.234 0.307 0.414 0.540

Необходимый объём растворителя (петролейный эфир фр.40-70°С) рассчитывается из требуемой вязкости пластовой нефти обратным пересчётом на стандартные условия:

ехр[г-(?-20)]

(3)

ехр[<т-(/»-0.1СН)]

где: цр„ ' - вязкость нефтегазовой смеси при давлении Р и температуре I, мПа-с;

а,х - эмпирические коэффициенты, определяющие степень влияния давления и температуры и учитывающие индивидуальные особенности смеси.

Для нахождения термического и барического коэффициентов, отражающих изменение вязкости пластовой нефти в зависимости от давления, в первом приближении используются следующие выражения:

г = 1.022 • 10"6 • - 5,48 • 10"3, 1ЛС (4)

<7 = 4.24-М"5 -Мгти -6.82-10"', 1/МПа (5)

*г =-1.4525-10~3 ¿+1.93668 (6)

где: Мта - молекулярная масса модельной смеси;

I - пластовая температура;

к - настраиваемый коэффициент, получен по экспериментальным данным исследования вязкости нефтей при различных термобарических условиях.

Система уравнений, определяющая необходимое количество растворителя на единицу нефти, выглядит следующим образом:

х"1 + ух"1"

та _ •*/ ~ I

1+V . '

(/cf=1>>"3

Расчет ведется до выполнения условия равенства стандартной (кажущейся) вязкости модельной смеси (при 20°С и 0,101МПа), рассчитанной из требуемых значений вязкости пластовой нефти (4-7). и вязкости, вычисленной из компонентного состава рекомбинированой смеси дегазированной нефти и растворителя.

В выражении (7) значения параметров обозначаю г:

- вязкость модельной смеси в стандартном состоянии, мПа-с;

/л, - вязкость 1-го компонента смеси в стандартном состоянии, мПа-с; д.-"* - мольная деля »'-го компонента в модельной смеси;

- мольная доля г-го компонента в дегазированной нефти, взятой для приготовления модельной смеси;

х'ы" - мольная доля i'-го компонента в петролейном эфире: у - соотношение разбавления, связанное с объёмом добавленного петро-лейного эфира следующим образом:

.,»» . г^'У'

~ ~ры" -Мгм ' W

где: Y°lv - объём петролейного эфира на 1 объём нефти, необходимый для приготовления смеси заданной вязкости при 20°С;

Мг80^ - молярная масса петролейного эфира, г/моль; psolv - плотность петролейного эфира, г/моль; Мг01' - молярная масса дегазированной нефти, г/'моль; poU - плотность дегазированной нефти, г/моль.

Для анализа согласованности расчетных и экспериментальных значений вязкости физических моделей были использованы экспериментальные данные различных месторождений (около 40), выполненные для 60 модельных смесей. В целом различия (относительная погрешность (г)» 30%) найдены для нефтей с молекулярной массой 70-100, что связано с высокой погрешностью капилляр-, ного вискозиметра при измерении вязкости менее 0,5-0,8мПа с, и для тяжёлых нефтей (М=210-220) (г«15%) со слабой газднасыщенностью при высоких температурах. Для других типов нефтей отклонения находятся в пределах погрешности эксперимента и составляют не более 10%, что позволяет принять предлагаемый метод расчета удовлетворительным. На рис.6 проиллюстрирована согласованность результатов эксперимента и расчёта вследствие использования данной модели в виде поверхностей, охватывающих всю область изменения изменяемых параметров.

а б

Рис.6 Сравнение экспериментальных и расчетных значений вязкости модельных смесей

а) - экспериментальные данные;

б) - с использованием расчетной модели.

Метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий, учитывающий эффтт инверсии фаз при изменении их обводненности.

Решена задача создания модели, учитывающей, в том числе, и неньтонов-ский характер пластовых смесей, когда какая-либо информация об их вязкости отсутствует. Б качестве исходной модели рассмотрен общий вид выражения для оценки степе та влияния вода на вязкость нефте-водо-газовых систем:

1п^=К-ф (9)

где: |ir - шо гношение динамической вязкости нефте-водо-газовой смеси и динамической вязкости угле водородной фазы (нефть с растворённым газом), при заданных термобарических условиях;

ф - обводненность (объёмная доля воды, %);

К - коэффициент пропорциональности, являющийся в общем случае t функцией температуры.

Неньютоиовский характер течения пластовых смесей характеризуется зависимостью параметра К от скорости потока и определяется по приближенной формуле:

isr^js:, =-i.86-io~*-f, (10)

где t - температура водонефтяной смеси, "С;

К0 - константа, оптимальное значение которой 0,0358 найдено методом подбора.

Для высоковязких нефтей при градиентах скорости ниже 200 с"1 значение ■ Ко рекомендуется рассчитывать по уравнению:

•5 + 0.0796, (11)

где в - градиент скорости жидкости, с"1.

На рис.7 представлено сравнение расчетных и экспериментальных данных для нефти юрских отложений Сургутского свода.

Рис.7 График изменения вязкости нефти от содержания вода

Разработка модели осуществлена на основании анализа накопленного экспериментального материала по реологическим свойствам нефте-водо-газовых смесей Западной Сибири (более 200 измерений).

Моделирование процессов разгазирования в пласте и стволе скважин, а также при промысловой сепарации нефти, газа и воды.

Предложен и реализован модуль расчётного моделирования характера фазовых превращений при течении газонасыщенной нефти в стволе скважин при росте обводнённости. В качестве условий разгазирования нефти в стволе используются данные поинтервальных замеров давления и температуры по стволу скважины, полученные при промысловых исследованиях скважин.

На рис.8 представлен график поинтервального замера давления и температуры по результатам спуска измерительного оборудования в скважины, эксплуатирующие осинский нефтеносный горизонт (Якутия).

"-0 ' ,2Ш> Рис. 8. Поинтерваль-

ный замер давления и температуры по стволу скважины: осинский горизонт (Якутия)

5Л ■ . I ЗАО

300 350 400 441 500 550 «00 (50 1(И) 750 800 8511 900 950 1000 10*41

Глубина, м

Пример результатов расчёта дифференциальной сепарации представлен в виде кривых разгазированая пластовой нефти при обводнённости 0, 10, 20, 30, 50, 70% для пластовой системы осинского горизонта (Якутия). Пластовая вода обладает аномально высокой минерализацией - 300 г/л. Графическое изображение полученных зависимостей объёмной доли газовой и водной фазы в газожидкостной системе от глубины представлены на рис.9, о

Объем газовой фазы, % Объем водной фазы, %

Рис. 9. Распределение объёмно фазовых соотношений по глубине скважины

В качестве примера рассчитывались вязкость и плотность газонасыщенных водонефтяных смесей для глубин, при которых содержание газовой фазы в системе составляет 20% объёмных. Расчет выполнен с использованием экспериментальных данных исследования глубинных проб пластовых нефтей и методики по предпоженной автором модели. Значения указанных физико-химических параметров пластовой жидкости при термобарических условиях существования системы представлены в табл.2.

На основании рассчитанных значений динамической вязкости нефте-водо-газовых смесей по глубине скважины предлагаемая модель позволяет по характеру кривых разгазирования осуществить оптимальный выбор подвески глубинных насосов, эксплуатационные характеристики которых в основном определяются содержанием газовой фазы. Кроме того, данное представление позволяет оптимизировать процессы перекачкл продукции скважин в системе неф-тесборных сетей путём варьирования значениями расхода жидкости и диаметра трубопровода.

Таблица 2.

Характеристики пластовой жидкости на глубине с объёмным содержанием газовой фазы 20%

Обводнённость Глубина, м Давление, МПа Температура, "С Плотность | Вязкость смеси, кг/и5 'смеси, мГТа-с

0% 746.9 5.52 9.2 800.1 1 5.2

10% 723.8 5.26 8.7 840.it 7.7

20% 695.0 4.98 8.3 875.2 11.1

30% 660.4 4.82 8.0 912.5 16.3

50% 518.5 4.16 6.9 987.5 22.2

70% 297.0 3.44 5.1 1062.0 10.8

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Экспериментально определена двухпараметрическая зависимость фазового состояния углеводородных систем от температуры и давления (Р, Т). На основании экспериментальных результатов разработана и реализована с помощью сеточных функции двух целочисленных аргументов 1=0,1,2...Ы, 3=0,1,2.. .М (или узла сетки Я^)=\Г(рь х{)) модель фазового состояния пластовых флюидов и свойств фаз. При допущении локального фазового равновесия в каждом узле сетки модели предложен алгоритм расчета плотности и вязкости фаз при повышенных пластовых давлениях и температурах.

2. Разработана модель для оценки плотности и вязкости реальных пласто- > вых нефтей при высоких давлениях и температурах, которая позволяет повысить точность оценки свойств отдельных компонентов и правила их смешения. Результат достигается использованием различных способов аппроксимации расширенного углеводородного состава до выполнения основных балансовых соотношений, определяющих интегральные свойства смеси.

3. Предложена методика расчёта вязкости физических моделей пластовой ^ нефга для проведения экспериментов по вытеснению и филырации пластовых флюидов. Разработан алгоритм расчета соотношения «разбавитель-нефть» для экспрессного приготовления вязкостных моделей пластовой нефти.

4. Разработана расчётная схема фазовых превращений в процессе течения газонасыщенной нефти в стволе скважин с возрастающей со временем эксплуатации обводнённостью. Анализ объемных соотношений и реологических характеристик фаз позволяет оптимизировать выбор размещения глубинного насосного оборудования в скважине.

5. Анализ полученных экспериментальных зависимостей свойств пластовых флюидов от состава и внешних условий, позволяет: а) оптимизировать ла-

бораторные эксперименты для максимального охвата залежей исследованиями; б) повысить эффективность экспресс-исследования малоизученных объектов.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Е.В.Бобров. Термодинамический расчет констант фазового равновесия и давления насыщения нефтегазовых смесей // Сб.: Научная молодежь 21 веку: Сборник тезисов докладов межвузовской конференции молодых ученых. - Сургут: йзд-во СурГУ, 2001. - С. 15.

2. Е.В.Бобров. Прогнозирование параметров йсевдокомионентов в гидродинамической модели трехмерной трехфазной фильтрации // Сб.: Материалы 13-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. -Тюмень, СибНИИНП, 2002. - С 130 - 135.

3. Е.В.Бобров. Контроль изменчивости свойств пластовых флюидов в процессе эксплуатации месторождений / Е.В.Бобров, В.В.Крикунов, В.И.Шилов, О.В.Андреев. // Сб.:Труды Всероссийской конференции «Менделеевские чтения», Тюмень, 26 - 28 мая 2005г. - Тюмень, 2005. - С. 206-208.

4. Е.В.Бобров. Прогнозирование параметров пластовых флюидов с и елью максимального охвата нефтяных залежей исследованием / Е.В.Бобров,

B.В.Крикунов, В.И.Шилов, О.В.Андреев, Е.В.Кателевский. // Сб. тр. Всероссийской конференции «Менделеевские чтения», Тюмень, 26 - 28 мая 2005г. Тюмень, 2005. - С. 209-212.

5. Е.В.Бобров. Аспекты экспериментального и расчетного моделирования вязкости пластовых нефтей на основании состава и термобарических условий / Е.В.Бобров, В.В.Крикунов, В.И.Шилов. // V Конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры: Сборник тезисов докладов. - Уфа: Монография, 2005. - С 137 -142.

6. Е.В.Бобров. Основные положения расчета реологических характеристик физических моделей пластовых нефтей при проведении фильтрационных экспериментов / Е.В.Бобров, В.В.Крикунов; В.И.Шилов, О.В.Андреев. // Известия ВУЗов «Нефть и газ». - 2005. - № 6. - С. 40-45.

7. Е.В .Бобров. Методика расчета физических моделей пластовой нефти / Е.В.Бобров, В .В.Крикунов, В.И.Шилсз. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 11. -

C. 55 - 57.

/упя-)М 4 5 0?

Подписано в печать 23,05.2006 г. Тираж 120 экз. Печать трафаретная. Заказ 035 Отпечатано в печатном цехе «Ризограф» Тюменского Аграрного Академического Союза 625003, г. Тюмень, ул. Республики, 7

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата физико-математических наук, Бобров, Евгений Владимирович

Введение.•>

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ.

1.1. Анализ методов прогнозирования компонентных составов и объемных свойств фаз.

1.1.1 Уравнения состояния Соава и Пенга-Робинсона.

1.1.2. Метода Гофмана-Крампа в модификации Шилова В.И.

1.2. Анализ методов прогнозирования транспортных свойств природных углеводородных смесей.

1.2.1. Элементы теории аспекты вязкости газов и углеводородных жидкостей.

1.2.2. Вязкость смесей и растворов.

1.2.3. Влияние температуры на вязкость.

1.2.4. Влияние давления на вязкость.

1.3. Методы определения вязкости, основанные на использовании принципа соответственных состояний для смесей.

1.3.1. Метод Лоренца-Брея-Кларка (LBC-метод).

1.3.2. Метод Старлинга-Эллингтона.

1.4. Вязкость пластовых газонасыщенных нефтей.

1.5. Вязкость водонефтяных систем.

Введение диссертация по химии, на тему "Расчетные методы определения физико-химических характеристик пластовых углеводородных систем в процессе разработки месторождений"

Актуальность темы. При решении задач определения фазовых превращений многокомпонентных систем в условиях пласта или при подъеме продукции скважин на поверхность в большом числе публикаций предполагается постоянство компонентных составов фаз (нефти и газа). Изменение свойств фаз связывают с изменением термобарических условий. Подобный подход обоснован для расчетов только в области, находящийся выше точки насыщения системы (однофазная область). При достижении условий фазовых переходов компонентов смеси происходят непрерывные изменения соотношений и составов фаз, имеющие две составляющие: а) изменения, связанные с фазовыми переходами вследствие изменения давления и температуры; б) изменения, обусловленные различиями в скорости движения газовой и жидкой (нефтяной и водной) фаз, что приводит к изменению общего состава термодинамической системы.

Поскольку реальные процессы при подъёме флюида на поверхность достаточно сложны, необходимо разработать алгоритм, учитывающий влияние как термобарических условий, так и вариаций компонентного состава, определяющих объёмные (плотность, сжимаемость) и транспортные (вязкость) свойства фаз.

За последние годы в развитии методов расчёта свойств нефтегазовых смесей выделяются три основных направления: первое - использующее эмпирические корреляции; второе - основанное на применении объективных закономерностей строения и свойств на базе теоретических физико-химических и термодинамических предпосылок; третье - являющееся комбинацией этих двух направлений. Наиболее успешными с точки зрения решения практических задач на сегодняшний день являются разработки датско-норвежского консорциума «Calsep», компаний Schlumberger, DBR и т.д. Однако создаваемые ими математические модели далеки от совершенства, особенно в прикладных расчётах вязкости нефтегазовых и водонеф-тяных смесей.

Для моделирования потоковых (фильтрационных) экспериментов в лабораторной практике используют модели пластовых флюидов. Остается актуальной задача создания пластовых имитатов, стабильных при нормальных условиях и соответствующих по своим объёмно-вязкостным характеристикам реальной нефти при пластовых термобарических условиях.

Научная новизна работы состоит в следующем: 1. Экспериментально установлены зависимости фазового состояния углеводородных систем от давления и температуры (Р, Т). Поставлена и решена с помощью сеточной функции двух целочисленных аргументов f(i,j) задача определения в каждом узле сетки на плоскости изменения термобарических условий (W={wjj=(pi, ij)}; i=0,l,2.N, р0=Рк, pN=P™, Pi<Pi+i, j=0,1,2. .M, т0=Тк, тм=Тпл, Tj<Ti+]) соотношения, компонентного состава и свойств жидкой и газовой фаз (плотность и вязкость). В зависимости от внешних условий и способа отвода сопутствующей фазы (газа - в случае нефтяных систем, жидкости - в случае газоконденсатных систем) установлена область существования и критерии нахождения истинной функции состояния системы при заданных Pi.Tj.

2. Разработан модифицированный алгоритм расчёта фазового поведения многокомпонентной углеводородной смеси, позволяющий прогнозировать фазовое равновесие, плотность фаз, и основанный на альтернативных моделях: уравнения состояния Пенга-Робинсона в классической форме и метода Гофмана-Крампа-Шилова. С использованием:

2.1. аппроксимации полного состава компонентов нефти путём варьирования набором функций распределения CN=f(N), где С - концентрация, N - число углеродных атомов компонента неделимого остатка:

- логарифмическая модель:

- модель Лоренца-Брэя-Кларка:

4. Разработан метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий в зависимости от температуры и обводненности с учетом эффекта инверсии фаз.

Практическая значимость. Создана и реализована сеточная модель фазового состояния пластовых флюидов и свойств фаз в узлах сетки по Pj,

Tj и поддержана законченной версией программного продукта.

Разработанный расчётный метод определения динамической вязкости и объёмно-фазовых характеристик физических моделей нефти использован при проведении экспериментов по вытеснению нефти водой и модифицированными агентами для месторождений Западной Сибири. Результаты расчётного моделирования имеют точность, сопоставимую с результатами экспериментального определения характеристик нефтегазовых систем, что позволяет кратно уменьшить количество трудоёмких экспериментов с использованием аппаратуры высокого давления.

Достоверность. Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в комплексном отделе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации аналитического центра выдан Госстандартом России 05.08.2005 г., зарегистрирован в Государственном реестре под № РОСС RU.0001.512246).

Полученные результаты подтверждается сопоставлением расчетных данных с результатами экспериментальных исследований, проведённых с использованием сертифицированных методик на поверенном оборудование.

На защиту выносятся:

2. Методика расчета состава и приготовления физических имитатов пластовой нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов.

3. Модель прогнозирования фазовых превращений пластовой смеси, вызванных изменением термобарических условий в стволе скважины, включающая прогнозирование распределения соотношений и объёмно-вязкостных характеристик фаз по глубине.

Заключение диссертации по теме "Физическая химия"

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Экспериментально определена двухпараметрическая зависимость фазового состояния углеводородных систем от температуры и давления (Р, Т). На основании экспериментальных результатов разработана и реализована с помощью сеточных функции двух целочисленных аргументов f(ij), i=0,l,2.N, j=0,l,2.M (или узла сетки f(\Vjj)=f(pj, ij)) модель фазового состояния пластовых флюидов и свойств фаз. При допущении локального фазового равновесия в каждом узле сетки модели предложен алгоритм расчета плотности и вязкости фаз при повышенных пластовых давлениях и температурах.

2. Разработана модель для оценки плотности и вязкости реальных пластовых нефтей при высоких давлениях и температурах, которая позволяет повысить точность способа оценки свойств отдельных компонентов и правила их смешения. Результат достигается использованием различных способов аппроксимации расширенного углеводородного состава до выполнения основных балансовых соотношений, определяющих интегральные свойства смеси.

3. Предложена методика расчёта вязкости физических моделей пластовой нефти для проведения экспериментов по вытеснению и фильтрации пластовых флюидов. Разработан алгоритм расчета соотношения «разбавитель-нефть» для экспрессного приготовления физических (вязкостных) моделей пластовой нефти.

5. Анализ полученных экспериментальных зависимостей свойств пластовых флюидов от состава и внешних условий позволяет: а) оптимизировать лабораторные эксперименты для максимального охвата залежей исследованиями; б) повысить эффективность экспресс-исследования малоизученных объектов.

Расчётные модели использованы в технологических схемах и проектах разработки и обустройства ряда нефтяных месторождений Сургутского района Западной Сибири, составленных институтом СургутНИПИнефть в период с 2000 по 2006 г.г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В основу диссертационной работы положены результаты исследований пластовых нефтей и модельных смесей, выполненных в период с 2000 по 2006 год при непосредственном участии автора.

Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в комплексном отделе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации аналитического центра выдан Госстандартом России 05.08.2005 г., зарегистрирован в Государственном реестре под № РОСС RU.0001.512246).

Список источников диссертации и автореферата по химии, кандидата физико-математических наук, Бобров, Евгений Владимирович, Тюмень

1. Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем. / Азиз X., Сеттари Э. М.:Недра, 1982. - 408с.

2. Гуревич Г.Р. Аналитические методы исследования парожидкостно-го состояния природных углеводородных газов. (Обзор зарубежной литературы). / Гуревич Г.Р., Ширковский А.И. М.: ВНИИОНГ.-Добыча, 1975,- 135с.

3. Soave G.S. Equilibrium constant from a modified Redlich-Kwong equation of State // Society of Petroleum Engenering of AIME. Dallas. -1981.-№15,-P. 64-71.

4. Peng D-Y. A new two constants equation of state / Peng D-Y., Robinson D.B. // Society of Petroleum Engenering of AIME.- Dallas.- 1981.15.P. 46-52.

5. Neumann H-J. Composition and Properties of Petroleum. / Neumann H-J., Paczynska-Lahme В., Severin D.- Stuttgart: Ferdinand Enke Publishers, 1981.- 137 p.

6. Жванецкий И.В. Расчет констант фазового равновесия нефтяных фракций/ Жванецкий И.В., Платонов В.М. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1975.- № 10.- С. 13-14.

7. В.И. Шилов. Расчётное определение расширенного состава и основных параметров пластовых нефтей Западной Сибири/ В.И. Шилов, В.В. Крикунов // Нефтяное хозяйство. 2002.-№ 8.-С.2 - 5.

8. Baker L.E. Critical point and saturation pressure calculations for multipoint systems. / Baker L.E., Luks K.D.// Society of Petroleum Engi• neers.-1980. vol. 20.- № 1P . 15-24.

9. Winn F.W. Simplified nomographic presentation hydrocarbon vapor-liquid equilibria. // Petrol. Refiner. 1954. vol.33. - № 6. - P. 20 - 29.

10. Дуброва O.B. Корреляция вязкости пластовых нефтей. / Дуброва О.В., Хазнаферов А.И. / Под ред. А.Р. Гарушева // Краснодар: Тр. ВНИИКрНефть. вып. 10. - 1975. - С. 143 - 146.

11. Розенцвайг А.К. Автоматизация термогидродинамических расчетов при проектировании систем нефтегазосбора./ Розенцвайг А.К., Гревцов В.М. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое строительство.- 1982. - 60 с.

12. Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Уфа: изд. БашНИПИнефть, 2001.- 140 с.

13. Рид Р. Свойства газа и жидкостей. Справочное пособие / Рид Р., Праусниц Дж., Шервурд Т. JL: Химия, 1982.- 592 с.

14. Уэйлес С. Фазовые равновесия в химической технологии: В 2 х ч. Ч. 1. Пер. с анг. - М.: Мир, 1989.- 304 е.; Ч. 2. Пер. с англ. - М.:• Мир, 1989.-360 с.

15. Dowling G.R. Comparing vapor-liquid equilibrium correlations / Dowling G.R., Todd W.G. // Chemical Engineering. 1973. - №80. - P. 115- 120.

16. Fussel D.D. An Iterative sequence for phase equilibria calculations incorporating the Redlich Kwong equation of state. / Fussel D.D., Ya-nosik J. L. // Society of Petroleum Engineering of AIME.- 1981 .- №15 -P. 23 - 32.

17. Little I. A correlation of the viscosity of hydrocarbon systems with pres• sure.- temperature.- and composition. / Little I., Kennedy H. // Soc. Pet. Eng. J.-June 1968. -P.157- 162.

18. Определение объемно-фазовых соотношений при промысловой подготовке нефти и газа. // НТИС.Сер. Нефтепромысловое дело.1981,-№7.- С. 33 -35.

19. Peneloux, A. A Consistent Correlation for Redlich-Kwong-Soave Volumes. / Peneloux, A., Rauzy, E. and Freze, R., // Fluid Phase Equilibria.1982.-№8.-P. 7-23.

20. В.И. Шилов. Прогнозирование фазового состояния природных нефтегазовых систем / В.И. Шилов, В.В. Крикунов // Нефтяное хо• зяйство.-2002.-№8.-С. 100- 103.

21. В.И. Шилов, Методы термодинамического моделирования при обосновании параметров флюидов залежей с осложнёнными условиями эксплуатации / В.И. Шилов, В.В. Крикунов // Интервал. -2002.-2(37).-С. 17-24.

22. Katz, D.L. Predicting Phase Behavior of Condensate / Crude Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. / Katz, D.L. and Firooza• badi, A., // J. Pet. Technol. 1998. - № 20. - P. 1649 - 1655.

23. Pearson J.R.A. Row curves with a maximum. // Journal of rheology. -1994. Vol. 38. - № 2. - P. 309 - 333.

24. Skul'skiy O.I. The hysteresis phenomenon in nonisothermal channel flow of a non-Newtonian liquid / Skul'skiy O.I., Slavnov Ye.V., Shaki-rov N.V.//J. Non-Newtonian Fluid Mech. 1999. - Vol 81. - P. 17 - 26.

25. Маскет M. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2004. -628с.

26. Malkus D.S. Dynamics of shear flow of a non-Newtonian fluid / Malkus D.S., Nohel J.A., Plohr BJ. // Journal of Computational Physics, 1990. - Vol. 87. - P. 464 - 487.

27. Викторов M.M. Методы вычисления физико-химических величин и прикладные расчеты. JL: «Химия», 1977. - 360с.

28. Курнаков Н. С. Введение в физико-химический анализ. М - JL: Гостехтеоретиздат. Изд. 4, 1940. - 230 с.

29. Аносов В. Я. Основные начала физико-химического анализа. / Аносов В. Я., Погодине. А М - Л.: Изд. АН СССР, 1947 - 240 с.

30. Расчётное моделирование фазового состояния нефтегазовых смесей.: Сб. науч. тр. Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений. Екатеринбург: Из-во Путеведъ 2001. Вып. 3.-С.135-141.

31. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2004. - 606 с.

32. Скульский О.И. Течение жидкости с вязкостью, зависящей от давления / Скульский О.И., Ситникова М.А.// Вестник ПГТУ. Динамика и прочность машин. 2002. № 3. - С. 59 - 66.

33. Renardy М. Parallel shear flows of fluids with a pressure-dependent viscosity // J. Non-Newtonian Fluid Mech. 2003. - Vol. 114 - P. 229 -236.

34. Дунюшкин И.И. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. / Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. М.: МИНХ и ГП им. Губкина, 1982. - 79 с.

35. Скульский О.И. М.А. Течение жидкости с вязкостью, зависящей от давления / Скульский О.И., Ситникова М.А.// Вестник ПГТУ. Динамика и прочность машин. Пермь, 2002. №3. - С. 59 - 66.

36. Астарита Дж. Основы гидромеханики неньютоновских жидкостей. / Астарита Дж., Марруччи Дж. М: Мир, 1978. - 309 с.

37. Френкель Я. И. Кинетическая теория жидкостей. M.-JL: Изд. АН СССР, 1945.-327 с.

38. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа.- М.: «Грааль», 2002. 575 с.

39. Баренблатт Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах. / Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. М.: Недра, 1984. 211 с.

40. Буевич Ю.А. Вязкость жидкой фазы в дисперсных системах. / Буевич Ю.А., Сафрай В.М. // ПМФТ. 1967. - №2. - С. 45 - 49.

41. Buckley S.E. Mechanism of fluid displasement in sands. / Buckley S.E., Leverett M.C. // Trans. AIME, 1942. - № 146. - P. 107 - 116.

42. Дияшев P.H. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. / Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Изд-во Казанского мат. об-ва. 1999. - 238 с.

43. Ertekin Т. Basic applied reservoir simulation. / Ertekin Т., Abou-Kassem J.H., King G.R. Richardson, Texas 2001. - 406 p.

44. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений. / Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 416 с.

45. Ehlig-Economides С.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior // JPT, 1988. Oct. - P. 1280 - 1282.

46. Christensen, P.L. Regression to Experimental PVT Data. // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1999. - № 38. - P. 1 - 9.

47. Jones F.O. A laboratory study of low permeability gas sands. / A laboratory study of low permeability gas sands // JPT. 1980. - sept. - P. 1631 - 1640.

48. Точное описание реологических характеристик неньютоновских систем, обладающих и необладающих пластическими свойствами.// НТИС. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. № 9. - С. 51 - 70.

49. Kuchuk F.J. et al. Pressure transient behavior horizontal wells with and without gas cap or aquifer // SPE FE. 1991. - Mar. - P. 86 - 94.

50. Atkinson, A. The Chemistry of Scale Prediction. / Atkinson, A. And Mecik, M., // Journal of Petroleum Science and Enginiring. 1997. - № 17.- .P. 113- 121.

51. Macary S. Technique predicts oil recovery from waterfloods / Macary S., Al Hamid W.A //OGJ. 1999. - Vol. 9. - №4. - P. 24 - 30.

52. Николаевский B.H. Геомеханика и флюидодинамика. M.: Недра, 1996.-с. 447.

53. OdehA.S. Unsteady-state behavior of naturally fractured reservoirs. // Soc. Pet. Eng.J. 1965. - P. 60 - 66.

54. RccT. Eyring. Theory of non-newtonian flow. Solid plastic systems. // J.apll. Phys. 1955. - Vol. 26. - P. 793.

55. Spivey J.P. Fundamentals of type curve analysis / Spivey J.P., Lee W.J.// Petroleum Engineer. 1997. - Sept. - P. 63 - 70.

56. Stanislav J.F. Elliptical flow in composite reservoir / Stanislav J.F., Easwaran C.V., Kokal S.L. //JCPT. 1992. - Vol. 31. - № 10. - P. 47-50.

57. WacholderE. The viscosity of emulsion containing fluid spheres. / Wacholder E., Hetsroni G. // Israel Jour Tech. 1970. - vol. 8. - № 3. - P. 271 -279.

58. Муравьев И.М. Исследование движения многокомпонентных смесей ^ в скважинах. / Муравьев И.М., Репин Н.Н. М.: Недра, 1972. - 208 с.

59. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. - 296 с.

60. Бэтчелор Дж. Введение в динамику жидкости. М.: Мир, 1973. -758 с.

61. Method Documentation PVT-sim 12 User Guide Denmark: CALSEP A/S.- DewPoint A/S.- 2002. - 139 p.

62. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза. СТО Главтюменнефтегаза - Тюмень: СибНИИНП, 1984.- С.20-21.

63. Chew J. A Viscosity Correlation of Gas Saturated Crude Oils. / Chew J., Connally C.A. // Trans.-AIME, 1957. P. 355 - 357.

64. Beggs H.D. Estimating the Viscosity of Crude Oil Systems. / Beggs H.D., Robinson J.R//J. Pet.Tech. 1957. - P. 1140-1141.

65. Shilov V. A New Methods of Determination of Viscosity of Gas Saturated Oils / Shilov V., Krikunov V // Progress in Mining and Oilfield Chemistry.- 2002. Vol. 4. - P. 203 - 208.

66. Иктисанов В.А., Определение фильтрационных параметров пластов ^ и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 456 с.

67. Сюняев З.И. Физико-химическая механика и основы интенсификации процессов их переработки. М.: МИНХ и ГП, 1979. - 94 с.

68. Иктисанов В.А. Точное описание реологических характеристикненыотоновских систем, обладающих и необладающих пластическими свойствами. // НТИС. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - № 9. - С. 51 - 70.

69. Елисеев Н.Ю. Вязкость дисперсных систем. М.: Фирма «Блок», 1998.- 80 с.

70. BN 1-55563-010-3.- Third Printing.- Feb. 1992. 1867 p.

71. OCT 153-39.2-048-2003 Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований. Форма представления результатов.- М.: ВНИИнефть, 2003. 85 с.

72. РД 5753490-021-2000 Методика приготовления физической модели пластовой нефти для лабораторного определения фазовых прони-цаемостей нефти и воды и коэффициента вытеснения нефти.- Сур-гутНИПИнефть.- Тюмень, 2000. 6 с.

73. Ruska Mercury-Free PVT School. Phase Behavior and Fluid Properties.• Houston. - Texas, 1995. - 380 c.

74. User Manual. Ruska Positive Placement Pump.- Houston.- Texas, 1995. 420 c.

75. User Manual. Ruska PVT. Model 2370 Houston.- Texas, 1995.- 363 c.

76. ГСССД 98 96 Вода. Удельный объём и энтальпия при температурах 0.800°С и давлениях 0,001. 1000 МПа // Сб. Свойства материалов и веществ.- Вып. 1 Вода и водяной пар.- М.: ВНИЦ ММ, 1990.-С. 49-90.

77. Lorenz J. Calculation Viscosity of Reservoir Fluids from Their Composition / Lorenz J., Bray B.G., Clark Ch. R. // Society of Petroleum Engineering of AIME. 1981. №15. - P. 224 - 229.

78. Эйгенсон A.C. Закономерности компонентно-фракционного и химического состава нефтей / Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. // Химия и технология топлив и масел.- из 7 статей.- 1987,- № 4, 6, 10, 12.- 1988.-№3,7, 10.

79. Е.В.Бобров. Термодинамический расчет констант фазового равновесия и давления насыщения нефтегазовых смесей // Сб.: Научная молодежь 21 веку: Сборник тезисов докладов межвузовской конференции молодых ученых. Сургут: Изд-во СурГУ, 2001. - С. 15.

80. Е.В.Бобров. Прогнозирование параметров псевдокомпонентов в гидродинамической модели трехмерной трехфазной фильтрации // Сб.: Материалы 13-ой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. Тюмень, СибНИИНП, 2002. - С 130 - 135.

81. Peng D-Y. Two and three Phase Equilibrium Calculation for System Containing Water / Peng D-Y., Robinson D.B. // Society of Petroleum Engineering of AIME.- 1981 .-№15 P. 41 -45.

82. Баталин Я.И. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. / Баталин Я.И., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. -М.:Недра, 1992. 269 с.

83. Marshall В. Standing. Density of Crude Oils Saturated with Natural Gas/ Marshall B. Standing and Donald L. Katz. // Society of Petroleum Engineering of AIME. 1981 .-№15-P. 159- 165.

84. Peneloux, A. A Consistent Correlation for Redlich-Kwong-Soave Volumes / Peneloux, A., Rauzy, E. and Freze, R. // Fluid Phase Equilibria. -1982.-№8.-P. 7-23.

85. ГСССД 98 96 Вода. Коэффициент динамической вязкости при температурах 0.800°С и давлениях от соответствующих разряженному газу до 300 МПа // Сб. Свойства материалов и веществ.-Вып. 1 Вода и водяной пар.-М.: ВНИЦММ, 1990. - С. 17-38.

86. Starling К.Е. Viscosity correlation for nonpolar dense fluids / Starling K.E., TUington R.T. // A.J.Ch. E Journal. 1964. - № 10. P. 11 - 15.

87. Chatterjee A. Estimation of viscosity of organic liquids / Chatterjee A., Kunte A.V // Chemistry & Industry.- 1982. №11. P. 375 - 376.

88. Е.В.Бобров. Методика расчета физических моделей пластовой нефти. / Е.В.Бобров, В.И.Шилов, В.В.Крикунов. // Нефтяное хозяйство.- 2005. -№ 11.-С. 55 57.