|
УДК 553.98:550.8.023 |
Отбор и исследование высоковязких нефтей
И.М. АМЕРХАНОВ (ТатНИПИнефть)
Для изучения пластовых свойств нефтей по каждой залежи необходимо провести исследования по скважинам, результаты которых были бы достаточными не только для всесторонней характеристики рассматриваемых объектов, но и для решения различных вопросов при разработке нефтяных месторождений. Отбор глубинных проб нефти должен проводиться строго в соответствии с назначением результатов их исследования и в связи с этим осуществляться в два этапа.
Первый этап заключается в исследовании проб нефтей при разведочном бурении и разбуривании залежей. Пробы необходимо отбирать из заранее выбранных скважин, равномерно расположенных по площади залежи, которые должны дать максимальную информацию и характеризовать ее как по площади, так и по разрезу. Данные исследования должны быть достаточными для полной оценки пространственного изменения параметров нефти в зависимости от геологических условий. Для этой цели отбор проб осуществляется при забойном давлении выше и ниже давления насыщения после соответствующей подготовки скважин, а разгазирование нефти происходит только в призабойной зоне скважины.
На втором этапе пробы анализируются в процессе разработки нефтяных месторождений из контрольных скважин и используются для характеристики залежей.
Результаты исследования нефтей месторождений Башкирии показывают, что их можно разделить на четыре группы: маловязкие (10-15 мПа*с), вязкие (40-50), высоковязкие (200-250) и тяжелые (более 250). Если отбор проб маловязких и вязких нефтей можно производить в процессе выполнения работ на обоих этапах, то высоковязких и тяжелых - только на первом этапе. Так как разработка таких залежей в основном осуществляется при помощи механизированных скважин, а отбор представительных проб нефти, особенно тяжелой, в процессе разработки месторождений практически невозможен, необходимо максимальное число скважин закладывать в периоды разведочного бурения или разбуривания месторождения.
Для изучения тяжелых нефтей можно применять пробоотборники непроточные (ВПП и ГМП) и всасывающие (ПВП).
При исследовании отобранных проб маловязких и вязких нефтей не требуется каких-либо особых приемов, методика является общепринятой и позволяет найти все параметры. Для анализа таких нефтей применяются приборы или установки УИПН, АСМ, УПН-БашНИПИнефть, УПН-ТатНИПИнефть и ПЛИН-1.
Существующие методы и аппаратура не позволяют провести качественное изучение высоковязких и особенно тяжелых нефтей из-за недостаточного перемешивания, неполного перевода из пробоотборника пробы в установку, плохой ее промывки и т. д.
Для качественного исследования таких нефтей предлагается два метода: экспериментальный и экспериментально-расчетный. При первом параметры нефти изучаются на отдельных приборах. Методика его заключается в следующем. Пробоотборник нагревается до оптимальной температуры. Например, для тяжелых нефтей оптимальная температура 60-80 °С (рис. 1), выше которой вязкость нефти практически изменяется незначительно. Затем пробу нефти полностью помещают в сосуд высокого давления, который предварительно нагревается до заданной температуры. Проба перемешивается при давлении, превышающем в 1,5-2 раза пластовое, до достижения равновесного состояния. Затем ее при давлении пласта и оптимальной температуре переводят в отдельные приборы для определения параметров, где она охлаждается до температуры пласта при пластовом давлении, и делают замеры. Разгазирование пластовой нефти осуществляется при стандартных условиях, после чего определяется состав газа и нефти. Следует отметить, что высоковязкие нефти можно исследовать в таких приборах, как плотномер ЛП, вискозиметр ВВДА или ВВДУ и ДН для определения давления насыщения и т. д. Однако на вискозиметре ВВДУ определение вязкости тяжелых нефтей качественно провести не удается из-за конструктивного его несовершенства, малого диаметра калиброванной трубки и шарика. Для этой цели нами разработан более совершенный вискозиметр на базе вискозиметра ВВДА. Он может быть применен для замера вязкости нефти от 10 мПа-с и более.
Второй метод заключается в следующем. Подготовку пробы для исследования проводят аналогично экспериментальному методу. Далее ее переводят в любую из установок, предназначенных для маловязких и вязких нефтей, где она исследуется при двух температурах (например, 60 и 80 °С) при пластовом давлении, и вычисляют температурные коэффициенты для каждого параметра, кроме вязкости. Так как зависимость всех параметров, кроме вязкости, от температуры линейная (рис. 2), то это позволяет определить температурные коэффициенты. Затем вычисляют параметры пластовой нефти с учетом полученных коэффициентов при пластовых давлениях и температуре по формуле
где 
- параметр нефти при пластовых
давлении и температуре; 
- параметр при температуре исследования; 
- температурный
коэффициент (изменение параметра при колебании температуры на 1 °С); 
- температура нефти и
пластовая. Для определения вязкости в пластовых условиях используют зависимости
вязкости при различной температуре от вязкости при оптимальной температуре,
например при 80 °С (рис. 3). После нахождения всех
параметров нефти пробу охлаждают до температуры 20 °С, разгазируют при стандартных
условиях и определяют состав нефти и газа.
Рассмотрим для примера результаты исследования пробы высоковязкой нефти (скв. 1037 Степноозерская) на установке УИПН-2М при высокой температуре, а при пластовых условиях на установке типа УПН-БашНИПИнефть (таблица). Сопоставление результатов показывает, что расхождение между ними незначительное, намного меньше допустимых погрешностей определения на лабораторной аппаратуре, что позволяет рекомендовать предложенный метод для исследования высоковязких и тяжелых нефтей на любой имеющейся в лаборатории аппаратуре.
|
Параметры |
Температура, °С |
|
Результаты приведения к пластовым условиям |
Результаты исследования проб при пластовых условиях |
Расхождение результатов |
Погрешность определения параметров на лабораторной аппаратуре, % |
|
|
60 |
80 |
||||||
|
Температура пласта, °С |
|
|
|
23 |
23 |
|
|
|
Давление насыщения, МПа |
1,35 |
1,30 |
0,0025 |
1,44 |
1,40 |
2,8 |
6,7 |
|
Объемный коэффициент |
1,0609 |
1,0828 |
0,0011 |
1,0202 |
1,0237 |
0,3 |
0,8 |
|
Плотность нефти, г/см3 |
0,8829 |
0,8684 |
0,00073 |
0,9100 |
0,9138 |
0,4 |
0,7 |
|
Вязкость нефти, мПа-с |
31,35 |
16,80 |
|
154,6 |
150,67 |
2,5 |
11,3 |
|
Коэффициент сжимаемости 10-4 МПа-1 |
8,71 |
9,60 |
0,0445 |
7,06 |
7,05 |
0,2 |
5,0 |
Примечание. Газосодержание и состав нефти и газа определяют по общепринятой методике при стандартных условиях, а вязкость нефти - по номограмме (см. рис. 3).
Рис. 1. Кривые изменения вязкости различных нефтей в зависимости от температуры
Рис. 2. Графики зависимости параметров нефти от температуры
- соответственно давление насыщения, плотность,
коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент нефти. Месторождения (площади): 1
- Ямашинское, 2 - Первомайское, 3 - Минибаевская, 4 - Зай-Каратайская, 5-
Северо- Альметьевская, 6 - Бавлинское, 7 - Абдрахмановская
Рис. 3. Номограмма для определения вязкости нефти
- соответственно вязкость нефти при температуре t и 80"С