Термодинамическое моделирование фазового поведения природных углеводородных систем : На примере нефтяных месторождений Западной Сибири

• Автор: Крикунов, Владимир Владимирович
• Шифр специальности: 02.00.04
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2001
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 183 с. : ил

ВВЕДЕНИЕ

1. МЕТОДЫ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ И СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ

НЕФТЕЙ .

1.1.Экспериментальные методы исследования пластовых нефтей

1.2. Методы прогнозирования парожидкостного равновесия пластовых нефтей.

1.3. Методы прогнозирования свойств

пластовых нефтей .

1.3Л. Уравнения состояния Соава и ПенгаРобннсона

1.3.2.Давление насыщения нефти газом .

1.3.3. Объемный коэффициент

1.3.4. Плотность пластовой нефти .

1.3.5. Вязкость пластовой нефти .
ВЫВОДЫ .
2. МЕТОДЫ И АППАРАТУРА. ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ПРИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОМ ИССЛЕДОВАНИИ ЛАСТОВЫХ
НЕФТЕЙ .
2.1. Общий объм и представление результатов
исследований пластовых нефтей
2.2. Отбор проб пластовых флюидов и оценка качества
образца
2.2.1. Отбор проб с забоя скважины .
2.2.2. Рекомбинированные пробы .
2.3. Приборы и аппаратура для исследования пластовых
нефтей .
2.3.1. Безртутная аппаратура для исследования объемно
фазовых соотношений углеводородных пластовых флюидов
2.3.2. Капиллярный вискозиметр ЯШКА .
2.3.3. Плотномер ДМА2Р
2.4. Определение составов жидкой и газовой фазы .
2.4.1. Газохроматографическне методы.
2.4.2. Другие аналитические методы исследования
состава и свойств нефти
ВЫВОДЫ .
3. АСПЕКТЫ МНОГОМЕРНОГО ПОДХОДА К АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО ПОВЕДЕНИЯ ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
3.1. Математический аппарат, использованный для решения задач, связанных с анализом данных экспериментального определения свойств и составов нефтей .
3.2. Выявление источников поверхностных разливов нефти
3.3. Применение методов многомерной статистики при
термодинамическом моделировании пластовых систем
ВЫВОДЫ .
4. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ ПРИРОДНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
СИСТЕМ
4.1. Проблемы равновесного состояния нефтяных углеводородных систем
4.2. Распределение углеводородов по температурам кипения распределение Эйгенсона как способ определения
состава пластовых нефтей .
4.3. Прогнозирование гаэосодержаиия нефти
4.4. Константы фазового равновесия и давление
ВВЕДЕНИЕ
При решении задач, связанных с подсчтом запасов и проектированием разработки нефтяных месторождений, решающие значение имеет исследование продукции скважин. Данные о свойствах пластовых флюидов входят в перечень обязательной информации наряду с результатами интерпретации данных геохимических и геологогеофизических исследований, данными или детализационной 2Есейсморазведки, сведениями о добыче, замерами текущего пластового давлении и температуры, материалами лабораторных анализов образцов породколлекторов и т.д. .
Для изучения основных параметров нефтегазовых пластовых флюидов наряду с экспериментальными исследованиями широко применяются расчтные методы определения их фазового поведения и свойств, необходимость в использовании которых возникла вследствие объективных сложностей, а порой и невозможности проведения эксперимента ввиду специфики исследуемого объекта.
Для обоснования принципиальной возможности расчтного моделирования термодинамических и физикохимических параметров природных углеводородных систем изучено поведение дисперсии экспериментатьных результатов на материте исследований свыше 0 нефтяных скважин в среднем 3 параллельных отбора проб из каждой. Использованные результаты были получены при обосновании характеристик пластовых флюидов для подсчта запасов, проектов разработки и обустройства нефтяных месторождений с момента ввода залежей в эксплуатацию до настоящего времени. Анализ показал, что погрешности пробоотбора более чем на порядок превышают погрешности анализа независимо от характеристик приборного обеспечения, на котором выполнялись работы. В табл. 1 представлена усредненная величина отклонения определяемого параметра Б для параллельных отборов проб
нефтегазовых смесей в единицах этого параметра и в процентах по отношению к гипотетической пластовой нефти, которая обладата бы средними для исследуемого массива данных свойствами.
Из результатов проведнного анализа следует заключение, что критерием жизнеспособности расчтных методов является, вопервых, требование к точности определения термодинамических и физикохимических свойств нефтегазовых систем, которая должна быть соизмерима с приведнными в табл. 1 значениями. Вовторых, методы должны обладать определнным универсализмом, т.е. при переходе к новым объектам должна сохраняться общность рассуждений с возможностью учета специфические особенности этих объектов.
Таблица 1.1.
Характеристика погрешностей экспериментального определения свойств пластовых нефтегазовых систем
Оценка дисперсии данных эксперимента 0 й ь I II а X Н 1 3 II А 1 У и г Ж 3 В X 0 8 1 . з 1 1 В Ш ч О Л г 1 1 й я 8 з й а
Б 0. 0. 6. 0. 6. 0.
8, 6 1 1
Расчтные методы исследования в области нефтегазовых систем появились и в дальнейшем развились на базе накопленного экспериментального материала. В некоторых аспектах расчетные методы достигли достаточной степени совершенства и могут считаться самостоятельной основой для получения необходимой информации при решении технологических задач нефтедобычи. Эксперимент, проводимый в специальных случаях, является лишь инструментом подтверждения, критерием истинности полученных расчтным путм результатов.
За последние годы в развитии методов расчта свойств нефтегазовых смесей выделяются три основных направления первое использующее эмпирические корреляции второе основанное на применении объективных закономерностей строения и свойств углеводородов, созданных на базе теоретических физикохимических и термодинамических предпосылок третье являющееся комбинацией этих двух направлений и сочетающее теоретическое обоснование модели расчта с эмпирическими корреляциями.
Значительный вклад в развитие расчтных методов определения свойств природных углеводородных смесей внесли Д.Л. Катц,
А.Ю. Намиот, М.Б. Стендинг, Т.Д. Островская, Д. Пенг, Д.Б. Робинсон, Г. Соав, Г.С. Степанова, Г.Ф. Требин, А.И. Хазнаферов, Д.М. ШейхАлн, А.С.Эйгснсон и другие.
Подход с использованием эмпирических корреляций для отдельных стратшрафических подразделений обычно приводит к лучшим результатам, чем теоретически обоснованный метод, но его основные выводы применимы зачастую в очень узкой области изменения исследуемых параметров при ярко выраженном региональном характере выводов. В качестве примера здесь можно привести широко известные номограммы Стендинга для определения объмных характеристик пластовой системы и давления насыщения нефти газом, которые но отношению к нефтегазовым месторождениям Западной Сибири имеют низкую степень достоверности получаемых результатов.
Теоретические методы, основанные на молекулярном строении частиц, входящих в состав исследуемого вещества, не нашло применения для нефтегазовых систем. Это вызвано невозможностью полного определения состава и свойств нефтяных компонентов, несмотря на тот факт, что с развитием экспериментальной техники появляются новые аналитические методы, позволяющие идентифицировать вс большее количество молекулярных фра1ментов.
Решением проблем, сопутствующих первому и второму направлениям, является создание системы комбинированных методов расчта. Наиболее известными приложениями к нефтегазовым смесям являются кубические уравнения состояния. Этот подход изначально основан на строго обоснованном с термодинамической точки зрения уравнении ВандсрВаальса для реального газа, где члены, отвечающие за отклонение от идеальности, преобразовывались соответствующим образом для наилучшего согласования результатов расчета с экспериментом.
По данным исследования АР1, наиболее пригодными для исследования парожидкостного равновесия природных углеводородных смесей в области термобарических условий, соответствующих технологии нефтедобычи, являются двухпараметрические уравнения СоаваРедлихаКвонга и ПенгаРобинсона , которые дают лучшие результаты по сравнению с параллельно исследованными более сложными уравнениями. Уравнение ПенгаРобинсона более эффективно для представления данных о РУТхарактсристиках вблизи критической точки. В то же время эти уравнения дают менее точные результаты, чем уравнение ЛиКеслера, при расчте отклонения энтальпии. Кубические уравнения СоаваРедлихаКвонга и ПенгаРобинсона довольно просто вводятся в компьютерные программы и требуют в пять раз меньше машинного времени, чем уравнения Бенедикта УэббаРубинаСтарлинга и им подобные .
Обзор опубликованных работ приводит к выводу, что, несмотря на возраставшие число исследований, далеко не в каждом случае обеспечивается достаточное соответствие реально происходящим промысловым процессам. Это затрудняет корректную оценку эффективности технологических схем разработки и обустройства месторождений, систем сбора и подготовки нефти. Необходимы поиски новых путей решения проблемы, сочетающие оптитмальный объем лабораторных исследований и расчтные планы, основанные на закономерностях состава и свойств
нефтегазовых систем, выявленных в процессе анализа накопленных экспериментальных данных.
АКТУАЛЬНОСТЬ


Сургутнефтегаз Современные методы извлечения нефти из сложнопостроенных и низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири Сургут, г. Основные положения работы опубликованы в 8 научных статьях, опубликованных в научнотехнических сборниках и периодической печати. ОБЪМ И СТРУКТУРА РАБОТЫ. Диссертационная работа состоит из введения, четырх глав и заключения, содержащего выводы и рекомендации. В качестве приложений приведены результаты модельных экспериментальных исследований, таблицы сопоставления расчтных и экспериментальных данных. Объм диссертации 8 страниц, рисунков, таблиц, список литературы 4 наименований. Во введение обоснована актуальность темы диссертационной работы и сформулирована цель исследования. В первой главе выполнен литературный обзор существующих методов термодинамического моделирования фазового поведения природных углеводородных систем. Ряд постулатов, выделенных как наиболее перспективных в развитии этого направления, послужил базовым материалом для защищаемых автором положений. Во второй главе представлены использованные автором методы и приборы для экспериментального исследования пластовых и дегазированных нефтей. Описан разработанный и реализованный автором метод определения состава нефтяного газа, сочетающий капиллярную и колоночную газовую хроматографию. Представлен способ нормировки состава компонентов, идентифицируемых раздельно на трех колонках. В третьей главе выполнено обоснование методологического подхода к расчтному моделированию при определении свойств нефтегазовых смесей на примере месторождений Западной Сибири. Четвртая глава посвящена обоснованию и реализации последовательности термодинамического моделирования состава и основных свойств природных нефтегазовых систем, необходимых на различных этапах нефтегазодобычи. Работа выполнена в Тюменском отделении Сургутского научноисследовательского и проектного института нефти СургтНИПИнефть. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам кафедры аналитической химии Харьковского государственного университета д. Дрозду, к. Е.А. Решетняк профессору кафедры физической и неорганической химии Тюменского государственного университета, д. О.В. Андрееву сотрудникам отдела физикохимии пластовых систем Тюменского отделения СургутНИПИнефть и заведующему отделом, к. И. Шилову. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ. К физическим свойствам пластовой нефти в данном случае относятся давление насыщения, вязкость, плотность, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, газосодержание. Систематическое исследование пластовых нефтей в нашей стране началось на рубеже пятидесятых годов. Стандартный комплекс параметров пластовых нефтей, определяемых с помощью исследовательской аппаратуры, обусловлен требованиями к подсчету запасов, проектированию и контролю разработки нефтяных месторождений , и проводится в отраслевом руководящем документе ОСТ 2 . Последний в году вышел в обновленной редакции , где практически остались неизменными основные положения, за исключением вопросов, связанных с автоматизацией процесса и добавлением в стандартный комплекс исследований, связанных с определением относительных количеств, состава и свойств фаз при многоступенчатом разгазированни пластовой смеси дифференциальное разгазированне. Методическое обоснование и основные принципы проведения исследований были разработаны одновременно с организацией выпуска безртутной аппаратуры и с тех пор практически не изменились. Исчерпывающий обзор существующих приборов и анализ тенденций в развитии экспериментальных методов исследования пластовых неф гей выполнен авторами работ ,. Взгляды на эту проблему, относящиеся к последнему десятилетию, не носят ранг научных публикаций и перешли в ведение фирмизготовителей оборудования. Среди издаваемых за рубежом следует отметить третье издание энциклопедического справочника ii , которое в главах содержит информацию от сведений по бурению и испытанию скважин до анализа современных методов, материалов и оборудования для исследования пластовых флюидов и керна, включая изложение необходимого для обработки лабораторных данных математического аппарата.