К оглавлению

УДК 622.276.3

Отбор и исследование нефтей при давлениях ниже начального давления насыщения

И.М. АМЕРХАНОВ (ТатНИПИнефть)

Отбор качественных и представительных проб пластовой нефти из фонтанирующих скважин практически можно осуществлять без специальной подготовки. В механизированных скважинах в зависимости от различных режимов работы отбор таких проб без специальной подготовки скважин невозможен. Он осуществляется или из затрубного пространства, или в насосно-компрессорной трубе ниже насоса, или на устье скважины. Во всех случаях скважины переводят для работы с минимально возможным дебитом. Практика отбора проб показывает, что, несмотря на тщательную подготовку скважины, большая часть проб оказывается некачественной. Из-за низкого давления (ниже давления насыщения нефти газом) из пластовой нефти выделяется часть нефтяного газа, в основном легкие УВ и азот, и состав пластовой нефти соответственно изменяется. Обычно результаты исследования таких проб бракуются, иногда их количество достигает 50 % и более. В итоге большое число проб, отобранных для изучения состояния пластовой нефти в процессе разработки нефтяных месторождений, остается не использованным для характеристики нефтяных залежей при начальных пластовых условиях.

Перед исследователями стоит задача отбора и изучения качественных и представительных проб от начала до конца разработки нефтяных месторождений, причем все «забойные» пробы были бы практически пригодными для анализа пластовых нефтей.

Широко известен метод приведения данных исследования проб, отобранных при давлении значительно ниже начального давления насыщения, к пластовым условиям. В основу его положены функциональные (линейные) зависимости изменения основных параметров пластовой нефти в интервалах давления от 2 МПа до давления насыщения, которые выражаются уравнением

а для вязкости нефти - уравнением

где - коэффициенты, зависящие от состава нефти.

Такие зависимости по данным дифференцированного разгазирования проб пластовых нефтей, отобранных в одной скважине, находят для каждого месторождения. При приведении параметров к пластовым условиям в формулах (1) и (2) вместо р используют давление насыщения р_н, которое рекомендуется определять из аналитических зависимостей, предложенных зарубежными специалистами (например, М.Б. Стендингом), или замерять непосредственно на скважине глубинными приборами, что ограничивает широкое применение предложенного метода для указанной выше задачи. Если забойное давление ниже давления насыщения, то замер давления насыщения на скважине положительных результатов не дает, а указанные аналитические зависимости для определения р_н пригодны только для проб легких нефтей и нефтей, не содержащих неуглеводородных компонентов. Кроме того, предположение, что зависимость параметров от давления в диапазоне от 2 МПа до р_н линейная, справедливо только для легких нефтей с незначительным содержанием неуглеводородных компонентов, особенно азота, так как при одинаковом диапазоне снижения давления ниже р_н объем выделившегося газа, в основном метанового, значительно отличается от газа, содержащего азот.

Нами разработана методика изучения проб, отобранных из зоны ниже зоны р_н, позволяющая привести результаты исследования к исходным пластовым условиям. Она заключается в следующем.

Из одной фонтанирующей скважины каждого месторождения отбирают качественные и представительные пробы, приводят к пластовым условиям и выполняют исследования в следующем порядке. Сначала определяют параметры при Рпл и Тпл. Затем в сосуде высокого давления снижают Рпл до заданной величины ниже Рн при Тпл, перемешивают пробу и выпускают выделившийся из нефти газ, после чего поднимают давление до Рпл и снова перемешивают пробу до достижения равновесного состояния. Находят все параметры нефти при этих условиях, разгазируют в сепараторе заданную порцию пробы при стандартных условиях, определяют состав нефти и газа. Затем вновь в сосуде высокого давления снижают его до следующей ступени и опыт повторяют. Число ступеней снижения давления выбирают так, чтобы в диапазоне от Рн до атмосферного получилось 9-10 ступеней. При всех ступенях проводят одинаковые исследования.

По полученным данным вычисляют коэффициенты расхождения параметров на всех ступенях от величины параметров нефти в пластовых условиях и составляют графические зависимости, которые в общем виде характеризуются уравнениями

где m, m_г - коэффициенты расхождения параметров нефти и компонентов нефтяного газа (отношение параметров при пластовых условиях q_пл к этим параметрам при давлении р).

Для определения Рн составляют зависимость

где Г₀, Г_р - газосодержание нефти соответственно пластовой и при р.

На рис. 1 и 2 показаны примеры графических зависимостей некоторых параметров. Приведение основных из них, определенных при давлении р, к пластовым условиям осуществляется по формуле

а давление насыщения - по формуле

Отбор проб можно осуществлять как на забое, так и на устье скважины. В пробоотборнике может оказаться несколько разгазированная проба или проба, в которой газовая часть занимает значительно больший объем, чем жидкая. Во всех случаях до перевода в установку пробу в пробоотборнике перемешивают при Рпл до достижения равновесного состояния, а затем при этом давлении вытесняют нерастворившийся в нефти газ, после чего пробу переводят для исследования в установку. Давление насыщения этой пробы принимается за давление отбора. Остальные параметры пробы определяют при пластовых давлении и температуре.

Для примера рассмотрим результаты исследования пластовой нефти Ромашкинского месторождения. Проба нефти из скв. 60 изучалась предложенным нами способом. Были найдены коэффициенты расхождения параметров (таблица). Затем из скв. 51 была отобрана проба при Рпл 1,6 МПа (значительно ниже начального Рн) и исследовалась при Рпл и Тпл. Используя известные для этого месторождения коэффициенты расхождения (по скв. 60), результаты приводились к пластовым условиям по формулам (6) и (7). Давление насыщения нефти определялось из графической зависимости, аналогичной приведенной на рис. 2. Остальные параметры рассчитывались следующим образом:

Одновременно для сопоставления результатов из скв. 51 была отобрана проба, соответствующая пластовым условиям, и выполнено исследование, результаты которого приведены в таблице.

Если сравнить погрешности определения параметров пластовых нефтей предложенным нами методом с допустимыми при подсчете запасов и проектировании разработки нефтяных месторождений (Н.Е. Быков и др., 1974 г.), то их расхождение находится в пределах допустимых погрешностей определения по залежам.

Таким образом, предложенный нами метод можно рекомендовать для исследования пластовых нефтей, когда отбор представительных проб нефти для изучения существующим способом невозможен.

Таблица Сопоставление результатов исследования пластовой нефти Ромашкинского месторождения различными методами

Параметр пластовой нефти	Результаты исследования отобранной пробы  из скв. 51	Коэффициент расхождения параметров (по данным скв. 60)	Результаты приведения к  пластовым условиям	Результаты исследования пробы, отобранной при пластовых условиях (скв. 51)	Расхождение  результатов, %
Давление насыщения, МПа	1,6	-	9,6	8,9	7,3
Газосодержание, м^3/т	25,0	2,519	62,0	58,4	. 5,8
Объемный коэффициент	1,1061	1,028	1,1374	1,153	1,4
Коэффициент сжимаемости, 10^4 МПа^-1	8,2	1,183	9,7	10,32	6,0
Плотность нефти, г/см^3	0,8146	1,004	0,818	0,812	0,8
Вязкость нефти, мПа-с	5,6	0,500	2,80	2,96	5,4
Плотность газа, кг/м^3	1,526	0,879	1,3414	1,3520	0,7

Рис. 1. Зависимость коэффициентов расхождения параметров от давления отбора:

m_г m_в - коэффициенты расхождения газосодержания н объемного коэффициента; - коэффициенты расхождения содержания азота и метана.

Рис. 2. Зависимость коэффициента расхождения давления насыщения нефти от разности газосодержаний