Современные методы измерения свойств
advertisement
Современные методы измерения свойств пластовых флюидов Свойства пластовых флюидов играют ключевую роль в проектировании и оптимизации заканчивания скважин и наземного добывающего оборудования для эффективного управления разработкой месторождения. Поэтому точное описание пластовых флюидов составляет существенную часть любого проекта добычи нефти или газа. Передовые методы анализа флюидов обеспечивают получение высококачественных данных, позволяющих вырабатывать подходящие стратегии разработки месторождения. Сорайя Бетанкур Кембридж, Массачусетс, США Тара Дэвис Рэй Кеннеди Эдмонтон, Альберта, Канада Чэнли Дон Шугар-Ленд, Техас, США Открытие месторождения нефти или газа сразу ставит вопросы о рентабельности его разработки. Операторы хотят получить больше информации о протяженности продуктивного пласта, типах пластовых флюидов, которые можно было бы добывать, ожидаемых дебитах и предположительном периоде разработки. Анализ флюидов составляет Хани Эльшахави Shell International Exploration and Production Хьюстон, Техас, США существенную часть процесса, используемого инженерами для описания продуктивного пласта, определения его строения и принятия решения о возможности его эксплуатации. Для этого требуются высококачественные пробы, поскольку ошибочные данные могут стать причиной неправильного определения параметров добычи, таких, как дре- 16 000 14 000 Оливер К. Маллинс Джон Найсуондер Хьюстон, Техас, США Майкл О’Киф Хобарт, Тасмания, Австралия Давление, фунт/дюйм2 Парафины 12 000 10 000 Пласт 8 000 Гидраты 6 000 Асфальтены 4 000 Давление насыщения 2 000 Благодарим за помощь в подготовке данной статьи: Гретхен Джиллис и Дона Уильямсона (ШугарЛенд, Техас, США), а также Лизу Стюарт (Кембридж, Массачусетс, США). CHDT (Cased Hole Dynamics Tester), Fluid Profiling, LFA (Live Fluid Analyzer), MDT (Modular Formation Dynamics Tester), Oilphase-DBR, PVT Express, Quicksilver Probe и RealView являются товарными знаками компании Schlumberger. OLGA является товарным знаком компании Scandpower AS. 70 0 Выкидная линия 0 50 100 150 Температура, °F 200 250 300 Рис. 1. Типичная диаграмма температуры и давления для нефтяной фазы глубоководного месторождения в Мексиканском заливе. При перемещении нефти из коллектора в выкидную линию, температура и давление нефти падают. При этом может произойти пересечение межфазных границ, в результате чего начнут выделяться и образовывать твердые отложения асфальтены (фиолетовая кривая), парафины (синяя кривая) и гидраты (зеленая кривая). Выделение газа из нефти соответствует моменту прохода кривой добычи нефти через значение давления насыщения (красная кривая). Нефтегазовое обозрение 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Средневзвешенная нефть Вода Углеводороды 90 80 5 Конденсат 4 70 2 3 60 0 1 50 нируемый объем, дебиты, запасы, параметры добывающего оборудования и заканчивания. Очевидно, что некачественные или ошибочные данные могут привести к серьезным негативным финансовым последствиям. Если анализ продуктивного пласта дал положительные результаты, инженеры начинают проектировать добывающую систему, которая обеспечит эффективную доставку флюидов из пласта в скважины, выкидные линии, добывающие сооружения и далее. Во время такой транспортировки флюиды подвергаются влиянию температур и давлений, которые существенно отличаются от исходных пластовых температур и давлений. Такие вариации могут вызвать изменения физического состояния, из-за которых добыча осложняется или прерывается, если возможность их появления не выявлена заранее, до проектирования труб и оборудоОсень 2007 вания. Чтобы определить характер поведения флюидов в условиях добычи, инженерам может потребоваться отбор и анализ проб из каждого потенциально продуктивного пропластка. Обычно отбор проб и их исследование разнесены во времени, так как полученные образцы пластовых флюидов, как правило, отправляются на анализ в лаборатории за пределами промысла. При такой процедуре оператор получает результаты анализа с задержкой и испытывает сложности в принятии срочных промысловых решений. Но нынче современные средства отбора и испытания проб позволяют получать данные о свойствах пластовых флюидов в процессе разведочных работ, т.е. намного раньше, включая возможность их определения в реальном времени с помощью технологии Fluid Profiling и количественной оценки их изменчивости по глубине. 40 Благодаря этой технологии операторы могут оценить продуктивный пласт, не извлекая пробоотборник из скважины, и получить дополнительные данные, если пласт оказался сложнее, чем предполагалось. Кроме того, инженеры и специалисты по свойствам пластовых флюидов могут более точно определить место, время и объем отбора проб. Все это обеспечивает существенное повышение качества проб, доставляемых на поверхность. Химики в лаборатории определяют состав флюидов, температуры и давления фазовых переходов, а также поведение каждой фазы в зависимости от температуры и давления. Точное описание флюида и понимание его PVT-свойств (давления, объема и температуры) очень важны для принятия приемлемых экономически эффективных решений по планированию, строительству, эксплуатации и мониторингу скважин. Если в результате первич71 Критическая Криконденбара точка н ия ова р и з зга ра я 50% ни Ли 40% 20% Нефть и газ денс ации Давление Нефть Месторождение газа Месторождение газа с ретроградной без ретроградной конденсацией конденсации Крикондентерма Месторождение нефти с растворенным газом 10% Газ Ли н ия кон 5% 0% Температура Рис. 2. Обобщенная диаграмма давления и температуры пластовых флюидов. Она включает две основные области: однофазную (цветом от зеленого до оранжевого) и двухфазную (бежевого цвета). Граница между этими областями называется линией насыщения и имеет три ключевых особенности. На левой части этой границы, называемой линией разгазирования, начинается выделение газа из жидкости. На правой ее части, называемой линией конденсации, жидкость начинает конденсироваться из газа. Линия разгазирования и линия конденсации встречаются в критической точке. Крикондентерма и криконденбара представляют собой соответственно максимальную температуру и максимальное давление на линии насыщения. Пластовые флюиды классифицируются по поведению изображающих их точек на диаграмме давления и температуры в пластовых условиях и при добыче. Сухой газ не попадает в двухфазную область в процессе добычи. Жирный газ остается однофазной системой в пласте независимо от падения давления. Однако в ходе добычи изображающая его точка в своем движении на диаграмме пересекает линию конденсации, и образуется жидкая фаза. Ретроградный газ находится в однофазной области при температуре в диапазоне от критической (критическая точка) до максимальной (крикондентерма). При снижении давления в условиях пластовой температуры в пласте образуется жидкая фаза, присутствие которой поддерживается в течение всего процесса добычи. Летучая нефть описывается точкой, расположенной в однофазной области левее критической точки. Выделение газа происходит при пересечении этой движущейся изображающей точкой линии насыщения в ходе добычи. «Черная» нефть находится в однофазной области при пластовых температурах намного ниже критической. Газ выделяется в процессе добычи, но его содержание меньше, чем в летучей нефти. Тяжелая нефть содержит совсем мало газа, а ее жидкая фаза состоит главным образом из высокомолекулярных соединений. ного PVT-анализа и термодинамического моделирования было установлено нестандартное фазовое поведение (например, образование эмульсий, осаждение парафинов или асфальтенов, наличие гидратов и отложений), то обычно проводится специальное испытание для уточнения поведения пластового флюида. Все эти операции входят в комплекс мер по обеспечению бесперебойного притока флюидов. 72 При наличии потенциальных проблем с притоком инженеры могут предотвратить или устранить их несколькими путями. 1 Среди них — контроль температуры (циркуляция горячей жидкости, электронагрев и теплоизоляция), контроль давления (нагнетание, повышение давления и продувка) и химическая обработка. Эти методики позволяют регулировать режим температуры и давления, при котором происходит перемещение углеводородов в ходе добычи, или, при химической обработке, изменять состав флюида для предотвращения фазовых превращений и диспергировать твердые частицы в случае осаждения. Кроме того, существуют методы физической очистки, такие, как очистка скребками, струйная промывка и срезание. 2 Компании, работающие в области разведки и добычи, все больше сталкиваются с необходимостью добычи из все более удаленных пластов, в частности, в глубоководных условиях, когда обеспечение притока имеет критически важное значение. Перемещение флюидов глубоководных месторождений из пласта на добывающий комплекс сопровождается сложными изменениями давления, температуры и объема, что чревато трудностями с притоком (рис. 1). Подобные трудности могут возникнуть и в арктических условиях, когда разность температур в пласте и поверхностном оборудовании может быть очень большой. Точное понимание PVT-поведения очень важно, поскольку проблемы, связанные с пластовыми флюидами на таких удаленных объектах, могут негативно повлиять на экономическую жизнеспособность проекта. В данной статье описывается роль химии, геологии и термодинамики в описании коллектора и в исследованиях по обеспечению притока на промысле и в лаборатории. Здесь также приведены два практических примера работ на морских месторождениях, которые демонструют полезный эффект таких операций для заканчивания и эксплуатации скважин. Отбор проб пластовых флюидов Ученые и инженеры различных специальностей принимают решения по разработке месторождения, основываясь на данных по пробам пластовых флюидов. Например, инженеры-эксплуатационники используют эти данные для определения строения продуктивного пласта, оценки запасов, расчета емкостных параметров и анализа потока флюидов в пористой среде. Геологам требуется точная информация для корреляНефтегазовое обозрение Асфальтены Парафины Неорганические отложения Гидраты ций свойств пластов и геохимических исследований. Специалисты перерабатывающих и сбытовых подразделений принимают решения по объему и стоимости переработанной продукции. Использование неверных данных может привести к непредвиденным и дорогостоящим последствиям. 3 Большое разнообразие поведения флюидов следует учитывать при разработке программ отбора и анализа их проб. Систему пластовых флюидов можно приблизительно классифицировать по поведению жидкой и газообразной фаз: от сухого (dry gas), жирного (wet gas) и ретроградного (retrograde gas) газа до летучей (volatile oil), «черной» (black oil) и тяжелой (heavy) нефти (рис. 2). 4 Другим критерием является поведение твердой углеводородной фазы. Образование парафинов и гидратов вызывается главным образом снижением температуры, а падение давления или смешивание флюидов обычно приводит к выпадению асфальтенов из раствора (рис. 3). 5 Инженеры отбирают пробы пластовой воды для определения возможности образования отложений кальцита, барита или галита в выкидных линиях. Необходимо выявлять коррозионные и токсичные вещества, такие, как двуокись углерода (CO 2 ) и сероводород (H 2 S), и определять их содержание, поскольку это влияет на выбор материала труб и конструкцию предохранительных систем и систем защиты окружающей среды на участке от устья скважины до наземного добывающего оборудования. рН воды также является важным параметром, от которого зависит образование отложений и коррозионное воздействие. Этот показатель можно измерять прямо в скважине, чтобы исключить неопределенности. 6 Еще одним учитываемым фактором является изменчивость состава флюида по месторождению или пласту. Нефтяные пласты могут состоять из нескольких гидродинамически изолированных друг от друга блоков. Существование таких невзаимодействующих областей фильтрации может кардинальным образом влиять на достижимый охват пласта дренированием. В качестве аналогии можно представить отдельный блок пласта как губку с открытыми порами, которая позволяет полностью дрени- 1. Ratulowski J, Amin A, Hammami A, Muhammed M and Riding M: “Flow Assurance and Subsea Productivity: Closing the Loop with Connectivity and Measurements,” paper SPE 90244, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. 3. Nagarajan NR, Honarpour MM and Sampath K: “Reservoir-Fluid Sampling and Characterization—Key to Efficient Reservoir Management,” Journal of Petroleum Technology 59, no. 8 (August 2007): 80–91. 2. Подробнее о методах удаления отложений см.: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A and King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,” Oilfield 4. McCain WD Jr: “The Five Reservoir Fluids,” in The Properties of Reservoir Fluids (2nd Edition). Tulsa: PennWell Books (1990): 147–164. Осень 2007 Рис. 3. Отложения, чаще всего формирующиеся в трубах при добыче углеводородов. Отложение парафинов и гидратов обычно вызвано снижением температуры, а отложение асфальтенов — изменениями давления, температуры и состава флюидов. Неорганические отложения возникают в результате изменений давления, температуры и состава водных флюидов, добываемых вместе с углеводородами. (Опубликовано с любезного разрешения компании Springer Science and Business Media) Review 11, no. 3 (Autumn 1999): 30–45. ровать флюид, содержащийся в блоке, через одно отверстие. Продолжая аналогию, можно сказать, что блоки пласта напоминают рулон воздушно-пузырьковой пленки — систему с закрытыми порами, в которой содержимое одного пузырька не может попасть в другой. Если сквозь этот рулон сделан единственный прокол, то содержимое может выделиться только из проткнутых пузырьков. Таким образом, рулон воздушно-пузырьковой пленки можно классифицировать как сильно расчлененный. 5. Akbarzadeh K, Hammami, A, Kharrat A, Zhang D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall AG, Rodgers RP, Mullins OC and Solbakken T: “Asphaltenes – Problematic but Rich in Potential,” Oilfield Review 19, no. 2 (Summer 2007): 22–43 (в русском переводе: К. Акбарзаде, А. Хаммами, А. Харрат, Д. Чжан, С. Алленсон, Д. Крик, Ш. Кабир, А. Джамалуддин, А.Дж. Маршалл, Р.П. Роджерс, О.К. Маллинс и Т. Солбаккен: «Асфальтены: проблемы и перспективы», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 2 (лето 2007 г.): 28–53). 73 Увеличение глубины Рис. 4. Пробы сырой нефти из одной нефтяной части залежи. Непрерывное изменение цвета — яркая иллюстрация изменения состава нефти. (Фотография публикуется с разрешения компании Shell). Кроме того, необходимо учитывать существование значительных вариаций состава углеводородов по горизонтали и по простиранию пласта в пределах одного блока. Разделение по составу часто обусловлено гравитацией или неравновесными силами биодеградации, температурными градиентами, текущим притоком флюида, его динамикой или наличием неуплотненных экранирующих глин.7 Вариация состава может быть весьма значительной, что зависит от геологического и геохимического прошлого пласта (рис. 4).8 Наличие технически надежной программы отбора проб флюидов имеет первостепенное значение при расчлененности пласта и/или вариативности состава насыщающих его флюидов. Возможность отбора представительных проб зависит от свойств продуктивного пласта. Для отбора проб необходим приток флюида в скважину, который происходит только в том случае, когда давление в стволе скважины меньше пластового. Однако если давление отбора становится ниже давления насыщения флюида, то происходит образование газообразной (для летучей или «черной» нефти) или жидкой (для ретроградного газа) фазы (рис. 5). Различные фазы флюида характеризуются различной относительной подвиж- Давление Пластовое давление Исходный пластовый флюид Свободный газ Давление Давление насыщения Давление отбора в скважине Исходный пластовый флюид Однофазная представительная проба флюида Рис. 5. Эффекты снижения давления при отборе проб пластового флюида. При падении пластового давления ниже давления насыщения при отборе проб нефти происходит выделение газа с образованием двухфазной системы (вверху на рис.). Аналогично, если в коллекторе присутствует ретроградный газ, то при падении пластового давления ниже давления точки росы образуется жидкость. Когда в пласте происходят фазовые переходы, в потоке превалирует более подвижная фаза, что обусловлено относительной проницаемостью, и потому получаемая проба не является представительной. Поддержание пластового давления выше давления насыщения или давления точки росы в процессе отбора проб позволяет сохранить однофазный характер течения в пласте и получить представительную пробу (внизу на рис.). 74 ностью, поэтому из-за неравенства скоростей их течения состав флюида, поступающего в скважину, отличается от его состава в пластовых условиях. Эффект изменения состава при двухфазном течении можно подавить частично или полностью, отбирая пробы при максимально низкой скорости притока и депрессии. И последним важным фактором является точность измерений пластовой температуры. Ошибка всего на несколько градусов в PVT-испытаниях может привести к неправильной интерпретации. Например, конденсат, извлеченный из пласта, может вести себя, как летучая нефть, если в лабораторных исследованиях использовано неправильное значение температуры. Такая ошибка может стать причиной дорогостоящих просчетов в проектировании системы добычи. Существует два основных метода отбора проб углеводородов: непосредственно из пласта на определенной глубине скважины и на ее устье. Глубинный отбор проб в скважине осуществляется с помощью пробоотборника, спускаемого до продуктивной зоны или последовательно до нескольких зон на бурильной колонне, кабеле или тросе. Отбор проб в необсаженной скважине можно проводить с использованием модульного динамического пластоиспытателя Modular Formation Dynamics Tester (MDT) и пробоотборника Quicksilver Probe с фокусированным отбором проб чистого пластового флюида. Пробы из обсаженных скважин отбираются динамическим пластоиспытателем для обсаженных скважин Cased Hole Dynamics Tester (CHDT), однофазным пробоотборником (single-phase reservoir sampler — SRS) или пробоотборником SCAR. 9 Устьевой отбор проб, который чаще всего проводится Нефтегазовое обозрение на сепараторе при устойчивом гидродинамическом режиме, включает получение проб газа и жидкости. Инженеры могут получать устьевые пробы в разведочных скважинах, если глубинные методы неприменимы, и делать это в течение всего срока эксплуатации скважины для контроля за изменениями свойств флюидов. 10 Глубинные пробы должны отбираться в точках, обеспечивающих получение наиболее достоверной информации для принятия решений. Для этого современные инструменты для отбора и испытания проб включают набор приборов, способных проводить анализ флюида прямо в скважине — глубинный анализ флюидов (downhole fluid analysis — DFA). Приборы DFA позволяют измерять свойства флюида в реальном времени в пластовых условиях, давая инженерам возможность анализировать пробы до их подъема на поверхность. Методы глубинного анализа флюидов DFA включают оптическую абсорбционную спектроскопию, измерения отражающей способности, измерения флуоресценции и некоторые неоптические методы измерения, в том числе плотности, вязкости и рН. Спектрометр работает на длинах волн 6. Raghuraman B, Gustavson G, Mullins OC and Rabbito P: “Spectroscopic pH Measurement for High Temperatures, Pressures and Ionic Strength,” AIChE Journal 52, no. 9 (2006): 3257–3265. Xian C, Raghuraman B, Carnegie A, Goiran P-O and Berrim A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool in Formation Evaluation and Reservoir Monitoring,” Transactions of the 48th SPWLA Annual Logging Symposium, Austin, Texas, June 3–6, 2007, paper JJ. 7. Riemens WG, Schulte AM and de Jong LNG: “Birba Field PVT Variations Along the Hydrocarbon Column and Confirmatory Field Tests,” Journal of Petroleum Technology 40, no. 1 (January 1988): 83–88. 8. Ruiz-Morales Y, Wu X and Mullins O: “Electronic Absorption Edge of Crude Oils and Asphaltenes Analyzed by Molecular Orbital Calculations with Optical Spectroscopy,” Energy & Fuels 21, no. 2 (2007): 944–952. 9. Подробнее об устройствах для отбора проб флюидов см.: MDT: Colley N, Ireland T, Reignier P, Richardson S and Joseph J: “The MDT Tool: A Wireline Testing Breakthrough,” Oilfield Review 4, no. 2 (April 1992): 58–65. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E and Van Dusen A: “Quantifying Contamination Using Color of Crude and Condensate,” Oilfield Review 13, no. 3 (Autumn 2001): 24–43. Осень 2007 44–2 100 нм, что соответствует диапазону от видимой до ближней инфракрасной области спектра. Спектры регистрируются в реальном времени, и по ним определяется соотношение долей метана (С 1), углеводородов от этана до пентана (С 2-5), гексана и высших углеводородов (С 6+) и СО 2, а также газовый фактор. Кроме того, различия в спектрах пластового флюида и бурового раствора указывают на уровень загрязнения пробы. 11 Глубинные флуоресцентные измерения предоставляют информацию о фазах флюида, которая особенно важна в случае ретроградных конденсатов и летучих нефтей. 12 Флуоресцентные измерения также чувствительны к образованию жидкости в конденсатном газе в случае падения давления отбора в скважине ниже давления точки росы, позволяя инженерам по отбору проб следить за разделением фаз в реальном времени и получать представительные однофазные пробы (рис. 6). 13 Блок питания Модуль с пробоотборными емкостями Модуль с насосом на пробоотборной линии Поток флюида в пробоотборной линии Анализатор LFA на пробоотборной линии Гидравлический модуль Пробоотборник с фокусированным отбором проб Поток флюида в фокусирующей линии Анализатор LFA на фокусирующей линии Модуль с насосом на фокусирующей линии Рис. 6. Схема модульного динамического пластоиспытателя MDT с пробоотборником Quicksilver Probe с фокусированным отбором проб. Зонд пробоотборника прижимается к стенке скважины, чтобы извлечь образец пластового флюида для дальнейшего определения его свойств; отбор проб из соседних интервалов позволяет осуществить профилирование изменений этих свойств по глубине (Fluid Profiling). Глубинные анализаторы подвижных флюидов Liquid Fluid Analyzers (LFA) позволяют проводить количественное определение плотности и вязкости флюида, газового фактора, углеводородного состава и рН пластовой воды в реальном времени. Quicksilver Probe: Akkurt, R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S and Zeybek M: “Focusing on Downhole Fluid Sampling and Analysis,” Oilfield Review 18, no. 4 (Winter 2006/2007): 4–19 (в русском переводе: Р. Аккурт, М. Боукок, Д. Дэвис, К. Дель Кампо, Б. Хилл, С. Джоши, Д. Кунду, С. Кумар, М. О’Киф, М. Самир, Д. Тарвин, П. Уайнхебер, С. Уильямс и М. Зейбек: «В фокусе — глубинный отбор и анализ проб пластовых флюидов», Нефтегазовое обозрение, том 18, № 4 (зима 2006–2007 гг.): 4–23). CHDT: Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R and Siegfried R.: “Formation Testing and Sampling Through Casing,” Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 46–57. SRS и SCAR: Aghar, H, Carie M, Elshahawi H, Gomez JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E and Theuveny B: “The Expanding Scope of Well Testing,” Oilfield Review 19, no. 1 (Spring 2007): 44–59 (в русском переводе: Х. Агхар, М. Кэри, Х. Эльшахави, Х. Рикардо Гомес, Д. Сайеди, К. Янг, Б. Пенге, К. Свейнсон, Э. Такла и Б. Тёвени: «Расширение спектра гидродинамических исследований скважин», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 1 (весна 2007 г.): 52–69). 10. Подробнее об отборе проб на устье скважины см.: Aghar et al, сноска 9. 11. Подробнее о методах оптического глубин- ного анализа флюидов DFA: Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR and Terabayashi H: “Analyzing Hydrocarbons in the Borehole,” Oilfield Review 15, no. 3 (Autumn 2003): 54–61. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G and Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Autumn 1998): 26–41. Dong C, Hegeman PS, Carnegie A and Elshahawi H: “Downhole Measurement of Methane Content and GOR in Formation Fluid Samples,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 9, no. 1 (February 2006): 7–14. 12. Betancourt SS, Fujisawa G, Mullins OC, Eriksen KO, Dong C, Pop J and Carnegie A: “Exploration Applications of Downhole Measurement of Crude Oil Composition and Fluorescence,” paper SPE 87011, presented at the SPE Asia Pacific Technical Conference on Integrated Modeling for Asset Management, Kuala Lumpur, March 29–30, 2004. 13. Dong CM, O’Keefe M, Elshahawi H, Hashem M, Williams S, Stensland D, Hegeman P, Vasques R, Terabayashi T, Mullins O and Donzier E: “New Downhole Fluid Analyzer Tool for Improved Reservoir Characterization,” paper SPE 108566, presented at the SPE Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition, Aberdeen, September 4–7, 2007. 75 Газовый фактор по DFA, фут3/барр. 100 1 000 10 000 100 000 0 A Разрез пласта По 500 кр ка По кр ыш ка B ыш 1 000 1 500 2 000 D E C 2 500 3 000 F G H J I 3 500 Нефть Вода Сухой газ Глубина, футы Жирный газ и конденсат Рис. 7. Разрез пласта (слева на рис.) и результаты глубинного анализа (DFA) газового фактора пластовых флюидов (справа на рис.) в глубоководной разведочной скважине. Наблюдается хорошее согласие между значениями газового фактора и данными о структуре пласта. Анализ по алгоритму сравнения флюидов FCA позволил определить точки отбора проб (синие точки справа на рис.). Пластовые флюиды представлены в широком диапазоне: от сухого газа (флюиды А и В) и конденсатных газов (флюид С) в верхней части до «черных» нефтей с различным газовым фактором (флюиды D–J) в нижней части. Изменения газового фактора внизу столба нефти (флюиды H, I и J) указывают на умеренный градиент ее состава. С другой стороны, между флюидами E и F наблюдается инверсия газового фактора: флюид F залегает глубже флюида Е, но имеет более высокий газовый фактор. Подобная инверсия также наблюдается и для флюидов G и J, что позволяет предположить сложное строение пласта с возможным барьером проницаемости в точке отбора J. Технология глубинного профилирования свойств флюидов Fluid Profiling в реальном времени путем их анализа DFA позволяет диагностировать вариации состава флюидов и способствует выявлению гидродинамически изолированных блоков. Например, на расчленение может указывать резкое различие между газовыми факторами соседних зон в одной скважине или в соседних скважинах. Для подтверждения значимости полученных различий в свойствах флюидов инженеры должны сначала рассмотреть неопределенности, связанные с измерениями. Новейшим методом оценки таких неопределенностей является алгоритм сравнения флюидов (Fluid Comparison Algorithm — FCA). 14 В нем используются параметрические модели, по которым оцениваются 76 неопределенности газового фактора и окраски, как функции изменчивости измеренной оптической плотности (σ ε ) и степени загрязнения флюида буровым раствором (σ η ). С помощью этого алгоритма проводится сравнение результатов измерений на двух флюидах и рассчитывается вероятность статистической значимости различий. Если результаты FCA указывают на то, что флюиды разные, это является обоснованием для отбора проб с целью их детального анализа на поверхности. Следующий практический пример иллюстрирует, как инженеры используют DFA и FCA для описания пласта и определения интервалов для отбора проб. Отбор проб и определение параметров пласта на глубоководном месторождении Компания Shell использовала DFA и FCA для описания строения коллектора и выбора точек отбора проб флюидов в реальном времени в глубоководной разведочной скважине. 15 По мере спуска прибора MDT спектрометрами измерялся газовый фактор на нескольких глубинах (рис. 7). По результатам анализа FCA были отобраны пробы на 10 разных глубинах. Этот анализ позволил выявить значительную изменчивость состава пластового флюида (от сухого газа и конденсатных газов в верхней части до «черных» нефтей с разным газовым фактором в нижней части). В низу нефтяной части залежи, в нижних песках, газовый фактор постепенно изменялся с глубиной, что указывало на изменение состава флюида. Также была обнаружена инверсия газового фактора между верхним и нижним песчаным интервалом, что позволило предположить наличие барьеров проницаемости и сложное строение пласта. Анализ DFA и FCA показал, что вероятность нахождения флюидов выше и ниже участка инверсии в разных блоках превышает 99%. Скачок давления между блоками подтвердил отсутствие гидродинамической сообщаемости. Специалисты компаний Shell и Schlumberger подробно изучили нефтяную часть залежи, сравнив данные по газовому фактору с информацией о петрофизических параметрах, пластовом давлении и газовом анализе бурового раствора и проведя анализ FCA (рис. 8). По кривым гамма-каротажа и давления видно, что верхняя часть нефтяной залежи находится в одной песчаной зоне с относительно постоянным газовым фактором и градиентом давления. Остальная нефть залегает в нижней песчаной зоне, и ее газовый фактор уменьшается с глубиной. Профиль давления по глубине также указывал на существенное различие в плотности флюидов в верхней и нижней песчаных зонах. Последние достижения в области газового каротажа бурового раствора предоставили инженерам еще Нефтегазовое обозрение 14. Venkataramanan L, Weinheber P, Mullins OC, Andrews AB and Gustavson G: “Pressure Gradients and Fluid Analysis as an Aid to Determining Reservoir Compartmentalization,” Transactions of the 47th SPWLA Annual Logging Symposium, Vera Cruz, Mexico, June 4–7, 2006, paper S. 15. Dong C, Elshahawi H, Mullins OC, Venkataramanan L, Hows M, McKinney D, Flannery M and Hashem M: “Improved Interpretation of Reservoir Architecture and Fluid Contacts through the Integration of Downhole Fluid Analysis with Geochemical and Mud Gas Analyses,” paper SPE 109683, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, October 30–November 1, 2007. 16. Venkataramanan L, Elshahawi H, McKinney D, Flannery M, Hashem M and Mullins OC: “Downhole Fluid Analysis and Fluid Composition Algorithm as an Aid to Reservoir Characterization,” paper SPE 100937, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Adelaide, Australia, September 11–13, 2006. Газовый фактор, фут3/барр. 1 500 900 2 750 5 500 Давление, фунт/дюйм2 6 000 0 Относительная концентрация метана Гаммакаротаж, ед. API 150 Верхняя песчаная зона F G 2 800 0 2 4 F G Повышенная концентрация С1 соответствует меньшей плотности флюида J 2 850 Глубина, футы 2 900 2 950 H J 3 000 3 050 J H Нижняя песчаная зона I Повышенный вклад термогенного притока I 3 100 3 150 –55 Степень загрязнения буровым раствором на углеводородной основе, ση одно средство выявления покрышек, барьеров проницаемости, изменений литологии и положений контактов фаз в реальном времени. 16 Газы, собираемые на поверхности в процессе бурения или выделяемые из проб флюидов, можно проанализировать на содержание изотопов. Изотопный показатель δ 13 С есть отношение содержаний изотопов углерода 13 С и 12 С в метане из отобранной пробы, выраженное относительно эталонного отношения в тыс –1 . Его график, будучи построенным на диаграмме стандартного газового каротажа бурового раствора, показывает, что более высокие значения δ 13 С могут свидетельствовать о повышенной концентрации биогенного газа в пласте, а их изменение — о неравновесном распределении метана. Выраженный разрыв в кривой δ 13 С в области газа бурового раствора говорит о наличии покрышки. 17 Инженеры установили разрыв в δ 13 С на отметке около 2 950 футов (899 м), что позволило сделать предположение о наличии здесь еще одного барьера. Анализ FCA подтвердил это, указав на 95–99%-ную вероятность того, что флюиды выше и ниже разрыва являются разными и относятся к разным блокам, не имеющим гидродинамической сообщаемости. δ13С (метан), тыс–1 0,10 1,0 0,09 0,9 0,08 0,8 0,7 0,07 0,6 0,06 0,05 Флюиды G и H P = 0,95 0,04 0,03 –50 0,5 0,4 P = 0,80 P = 0,90 0,02 Флюиды G и J P = 0,99 0,01 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 Оптическая плотность σε 0,3 0,2 0,1 0 Рис. 8. Расширенная каротажная диаграмма и результаты анализа FCA по нефтяному столбу в нижней части глубоководной залежи. Корреляция диаграммы газового фактора (слева вверху на рис.) и кривой гамма-каротажа (зеленая кривая вверху в центре рис.) свидетельствует о том, что флюиды F и G пришли из одной песчаной зоны, а флюиды J, H и I — из другой. Флюиды F и G в верхней песчаной зоне имеют одинаковый газовый фактор, тогда как флюиды J, H и I в нижних песках характеризуются снижением газового фактора с глубиной. Плотности флюидов, определенные по градиентам давления (синяя кривая), характеризуются двумя особенностями: инверсией плотности между флюидами G и J и постепенным увеличением плотности от флюида J до флюида I, что позволяет предположить отсутствие вертикальной сообщаемости между верхней и нижней песчаными зонами. Это подтверждается и диаграммой газового каротажа бурового раствора (справа вверху на рис.). Величина δ 13 С (красные точки) на глубине флюида J резко падает, а затем постепенно увеличивается с глубиной. Относительная концентрация метана (синие точки) на этой глубине резко изменяется, а затем постепенно уменьшается с глубиной, что соответствует увеличению плотности флюида. Это было окончательно подтверждено результатами анализа FCA (внизу на рис.). Алгоритм FCA дает на выходе значение вероятности того, что два флюида статистически различны. При снижении неопределенностей измерений (σ) увеличивается достоверность данных. Таким образом, низкие значения σ указывают на высокую вероятность достоверности выявленных различий в свойствах флюидов. На контурной диаграмме видно, что вероятность отличия флюида G от J составляет 99%, а от флюида Н — 95%. Выявление блочного строения коллектора позволило компании Shell заново оценить месторождение и внести существенные стратегические изменения в план его освоения. 17. Berkman T, Ellis L and Grass D: “Integration of Mud Gas Isotope Data with Field Appraisal at Horn Mountain Field, Deepwater Gulf of Mexico,” AAPG Bulletin 86, no. 13 (2002): supplement. Осень 2007 77 1,0 0,9 0,8 Оптическая плотность 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Лабораторная проба Проба, проанализированная прибором LFA 0,0 0,1 1 000 1 100 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 1 900 2 000 Длина волны, нм Оптическая плотность по данным LFA 1,5 1,0 1 070 1 725 0,5 1 290 1 671 1 920 1 445 1 600 0 0 0,5 X=Y Регрессионная зависимость 1,0 1,5 Оптическая плотность по лабораторным данным Рис. 9. Анализ системы обеспечения сохранности неизмененной пробы сырой нефти. Проводится сравнение спектров в видимой и ближней инфракрасной области по данным глубинного анализа флюидов DFA и по результатам лабораторного анализа проб. Оба спектра получены для скважинных условий: при давлении 15 000 фунт/дюйм 2 (103 МПа) и температуре 250°F (121°С). В спектральном анализе (вверху на рис.) глубинные дискретные данные (красные кружки) сравниваются с непрерывным спектром лабораторной пробы (синяя кривая). Регрессионная зависимость (внизу на рис.) между оптическими плотностями по данным LFA и по результатам лабораторного анализа указывает на их превосходную согласованность, что видно по практически идеальному ее (красная линия) совпадению с линией X=Y (синяя линия). Данная проба флюида хорошо сохранилась и пригодна для дальнейших лабораторных исследований. Выявление заполненных разными флюидами блоков на этом глубоководном месторождении заставило инженеров Shell внести изменения в модели коллектора и план освоения. Блочное строение коллектора усложняет проектирование и приводит к 78 Лучшее понимание геологического строения в региональном масштабе соответствующе повлияло на принятие решений по забуриванию боковых стволов, которое должно быть реализовано в ближайшей перспективе. С учетом размещения скважины, специалисты Shell также сделали вывод, что изменение состава флюидов в нижнем коллекторе, вероятно, продолжается и ниже вскрытой зоны. В результате проекты добывающей системы были изменены с учетом ожидаемого снижения газового фактора со временем. Возможность проведения анализов флюидов в реальном времени позволило Shell принимать решения в процессе освоения месторождения намного раньше и сократить срок реализации проекта более, чем на полгода. При современных ценах на нефть это сэкономленное время стоит сотни миллионов долларов. увеличению затрат, поскольку каждая зона должна рассматриваться отдельно. Сложность прогнозирования объема добычи, подсчета запасов и определения схем добычи с применением методов повышения нефтеотдачи пласта пропорционально растет. Лабораторная подготовка флюидов и система обеспечения сохранности проб Рассмотренный выше практический пример демонстрирует, сколь велики усилия и тщательность работы инженеров в процессе отбора проб. Тем не менее, сложные скважинные условия и сам характер скважинных операций могут стать причиной неправильной работы или повреждения оборудования для глубинного анализа флюидов DFA и пробоотборных устройств, а также искажения результатов последующего анализа. Инженеры компании Schlumberger обратились к решению этой проблемы, внедрив процедуру, позаимствованную из судебной медицины и называемую системой обеспечения сохранности проб. 18 Улика должна быть доставлена с места преступления в зал суда официально утвержденным и безопасным путем, иначе она может не быть принята судом к рассмотрению. Аналогично химики в удаленной испытательной лаборатории должны обладать компетентностью в определении степени сохранности химического состава доставленной пробы. DFA является удобным методом установления системы обеспечения сохранности проб флюидов, поскольку химики имеют возможность сравнить глубинные аналитические данные с лабораторными данными по соответствующим пробам. Нефтегазовое обозрение Осень 2007 1,6 Лабораторная проба Проба, проанализированная прибором LFA 1,4 Оптическая плотность 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 2 000 Длина волны, нм 1,5 Оптическая плотность по данным LFA На промысле после подъема прибора из скважины инженеры извлекают отобранные пробы пластового флюида. В этот момент можно провести предварительные измерения в промысловой лаборатории анализа пластовых флюидов PVT Express и определить, согласуются ли свойства отобранного флюида с результатами глубинного анализа DFA. 19 При невозможности такого анализа или необходимости в более сложных испытаниях пробы отправляются в удаленную лабораторию в исходных пробоотборных емкостях или переносятся в специально предназначенный для этих целей транспортный контейнер. Когда пробы доставляются в лабораторию Schlumberger, химики помещают их в условия пластовой температуры и давления и дают флюиду достигнуть равновесного состояния с помощью непрерывного перемешивания длительностью до пяти суток. Процесс восстановления пластовых условий проводится с целью растворения осевших частиц асфальтенов и парафинов, обеспечения однородности флюида во всей емкости и создания представительного однофазного флюида для испытаний. Спектр в видимой и ближней инфракрасной области является эффективным индикатором углеводородов. 20 Спектрометр DFA проводит анализ пробы сырой нефти сразу после ее получения, обеспечивая прямое измерение свойств флюида в глубинных условиях. В лаборатории осуществляются аналогичные измерения с использованием спектрометра исследовательского класса опять же при глубинных температуре и давлении. Различия между спектром DFA и лабораторным спектром могут указывать на изменение лабораторной пробы. Например, если концентрация метана в лабораторном спектре ниже, то могла иметь место утечка из пробоотборной камеры или ошибка при перемещении флюида в процессе его отбора или транспортировки в лабораторию. Приведенные ниже примеры иллюстрируют систему обеспечения сохранности проб. В первом примере имеется проба флюида с морского месторождения нефти. Наблюдается почти идеальное совпадение между спектрами по данным глубинного и лабораторного анализа (рис. 9). Это говорит о том, что проба хорошо со- 1 070 1,0 1 725 0,5 1 280 1 671 1 600 0 0 1 445 1 820 X=Y Регрессионная зависимость 0,5 1,0 1,5 Оптическая плотность по лабораторным данным Рис. 10. Исследование системы обеспечения сохранности измененной пробы сырой нефти. Оба спектра получены в скважинных условиях: при давлении 20 000 фунт/дюйм 2 (138 МПа) и температуре 200°F (93°С). Анализ спектра в видимой и ближней инфракрасной области (вверху на рис.) показал небольшие различия в оптической плотности при длинах волн более 1 600 нм. При 1 671 нм (метановый пик) оптическая плотность лабораторной пробы меньше оптической плотности, измеренной прибором LFA. При 1 725 нм (метиленовый «нефтяной пик») имеет место обратное. Эти различия также видны на линейной регрессионной диаграмме (внизу на рис.). Отношение между метановой отметкой и нефтяным пиком можно использовать для расчета газового фактора. В таком случае примененные алгоритмы показали, что газовый фактор лабораторной пробы значительно меньше газового фактора пробы, проанализированной в скважине. Таким образом, для дальнейшей работы с этой пробой может потребоваться дополнительный анализ. хранилась и пригодна для дальнейших лабораторных исследований. Второй пример представлен еще одной пробой с морского нефтяного месторождения (рис. 10). Глубинный и лабораторный спектры характеризуются хорошей общей согласованностью, однако на длинах волн около 1 600 нм наблюдаются небольшие расхождения. Эти расхож- 18. Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG and Mullins O: “Chain of Custody for Samples of Live Crude Oil Using Visible Near-Infrared Spectroscopy,” Applied Spectroscopy 60, no. 12 (December 2006): 1482–1487. 19. Aghar et al, сноска 9. 20. Подробнее о спектроскопии в видимом и ближнем инфракрасном диапазоне: Crombie et al, сноска 11. 79 100,00 Содержание, масс. % 10,00 1,00 0,10 CO2 H2S N2 C1 C2 C3 изоC4 нC4 изоC5 нC5 C6 МЦПC5 Бензол ЦГC6 C7 МЦГC6 Толуол C8 С2Бензол м и пКсилолы оКсилол C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C23 C24 C25 C26 C27 C28 C29 C30+ 0,01 Компоненты Рис. 11. Типичный состав сырой нефти, определенный газовой хроматографией. На диаграмме показаны вклады отдельных углеводородов от С 1 до С 30+, а также концентрация СО 2 (МЦП — метилциклопентан, ЦГ — циклогексан, МЦГ — метилциклогексан). дения были дополнительно изучены с использованием алгоритмов расчета газовых факторов и вероятностей схожести двух проб. 21 Расчеты показали, что газовый фактор по глубинному спектру – 580 фут 3 / барр. (103,3 м 3 / м 3 ) существенно выше газового фактора по лабораторному спектру – 320 фут 3 /барр. (57,0 м 3 / м 3 ). Эта разница соответствует 93%-ной вероятности того, что хотя бы один спектр является ошибочным или лабораторная проба оказалась непредставительной. Для подтверждения пригодности пробы для дальнейших лабораторных исследований необходимо дополнительно проанализировать процедуры работы с пробой на поверхности и эксплуатационные параметры прибора DFA. Лабораторные методы обеспечения притока Химики в лаборатории определяют состав флюидов и измеряют их свойства, связанные с обеспечением притока. Для анализа состава точно измеренный объем флюида перемещается при постоянном давлении и температуре в пикнометр для измерения массы и плотности. Затем 80 пикнометр подсоединяется к специальному аппарату, в котором проба нефти охлаждается до окружающей температуры при снижающемся давлении. По объему газа, выделившемуся в этом процессе, можно рассчитать газовый фактор. Составы газообразной фазы до С 15+ и жидкой фазы до С 36+ определяются газовой хроматографией. Состав свободной сырой нефти рассчитывается путем суммирования вкладов отдельных веществ в каждую фазу (рис. 11). Этот метод обеспечивает получение согласованного состава пластового флюида для последующего определения его свойств и моделирования условий разработки пласта. Давление насыщения определяется путем испытания на расширение при постоянном составе (constant composition expansion — ССЕ). Известный объем уравновешенного флюида помещается в PVT-камеру при пластовых давлении и температуре. (рис. 12). Сначала флюид является однофазным, и испытание начинается с изотермического снижения давления. При этом осуществляется мониторинг изменения объема флюида. В конце концов, флюид разделяется на две фазы. Давление продолжают ступенчато снижать с шагом от 100 до 500 фунт/дюйм 2 (от 0,69 до 3,45 МПа), на каждой ступени газообразная и жидкая фазы уравновешиваются, а их объемы измеряются и откладываются на графике в зависимости от давления. В случае «черной» нефти давление насыщения определяется по точке пересечения линий для одной и двух фаз на диаграмме давления и объема. Процедура испытаний для обеспечения притока зависит от природы сырой нефти. Например, основными контрольными методами при осаждении асфальтенов являются анализ SARA (saturates, aromatics, resins, asphaltenes — насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены) и титрование дегазированной нефти парафиновым растворителем. 22 Кроме того, часто давление осаждения асфальтенов измеряют на пробе газированной нефти. Если в результате выявляется возможность осаждения асфальтенов, то проводят дополнительные исследования для построения фазовой диаграммы асфальтенов и оценки эффективности использования химреагентов или покрытий труб для предотвращения такого осаждения. 23 Парафинистые сырые нефти создают различные осложнения при добыче и транспортировке. Отложения парафинов в трубах и трубопроводах снижают эффективную площадь поперечного сечения потока, увеличивают перепад давления и могут привести к их полному закупориванию. Поэтому очень важно полностью понять поведение нефти при изменяющихся температуре и давлении на всем ее пути из пласта в добывающее оборудование. Температура является главным параметром, влияющим на вязкость, предельное статическое напряжение сдвига, температуру застывания и кристаллизацию и осаждение парафинов для парафинистых нефтей. Хотя для получения предварительных данных можно использовать дегазированные нефти, такие, как товарная нефть, в программу испытаний необходимо включить и газированные нефти, Нефтегазовое обозрение 21. Mullins OC, Beck G, Cribbs MY, Terabayashi T and Kagasawa K: “Downhole Determination of GOR on Single-phase Fluids by Optical Spectroscopy,” Transactions of the 42nd SPWLA Annual Logging Symposium, Houston, June 17–20, 2001, paper M. Venkataramanan L, Fujisawa G, Mullins OC, Vasques RR and Valero H-P: “Uncertainty Analysis of Near-Infrared Data of Hydrocarbons,” Applied Spectroscopy 60, no. 6 (June 2006): 653–662. 22. Газированная нефть содержит растворенные пластовые газы. Если эти газы выделяются после подъема нефти на поверхность или в лаборатории, то остается жидкость, называемая дегазированной нефтью. Товарная нефть также является дегазированной. 23. Подробное обсуждение проблем обеспечения притока, связанных с асфальтенами см.: Akbarzadeh et al, сноска 5. 24. При постоянных температуре и давлении ньютоновские жидкости характеризуются постоянной вязкостью при всех скоростях сдвига. Вязкость неньютоновских жидкостей не является постоянной при всех скоростях сдвига. Кажущаяся вязкость — это вязкость жидкости при данной скорости сдвига и температуре. Осень 2007 Вид сбоку Катетометр Solvent Oil Насосы высокого давления Магнитная мешалка 16 030 14 030 Tres = 176°F T = 120°F T = 75°F 12 030 Давление, фунт/дюйм2 поскольку давление и растворенные в них газы могут существенно повлиять на растворимость парафинов. Первым шагом в исследовании является измерение количества парафинов, которые могут выпасть и отложиться на твердой поверхности. Основными методами таких измерений являются фильтрация газированной нефти и высокотемпературная газовая хроматография. Последняя представляется более полезным методом, так как она определяет состав н-парафинов с высоким углеродным числом (от С 60 до С 100 ) — эту информацию химики вводят в термодинамические модели для прогнозирования поведения парафинов. Температура начала кристаллизации парафинов — один из важнейших измеряемых параметров для анализа обеспечения притока. Это — температура начала образования кристаллов парафина в пробе сырой нефти. Данные измерения позволяют оценить вероятность возникновения осложнений, связанных с осаждением парафинов. Проба дегазированной нефти помещается на предметный столик поляризационного микроскопа. В начале измерения поляризационные призмы — поляризатор и анализатор, — установленные ниже и выше столика 10 030 8 030 6 030 4 030 2 030 30 25 30 35 40 45 50 55 Объем, см3 60 65 70 75 Рис. 12. PVT-камера и определение давления насыщения . Полностью прозрачная PVT-камера позволяет напрямую подтвердить начало появления пузырьков при разных температурах и давлениях (вверху на рис.). Магнитная мешалка обеспечивает интенсивное перемешивание для поддержания фазового равновесия. Катетометр с видеосистемой измеряет уровни флюида в камере для расчетов фазовых объемов. PVT-камера нагревается до температуры испытаний с помощью печи, и техники контролируют и регистрируют фазовый объем как функцию давления. Точка пересечения кривых при снижении давления определяет давление насыщения. На представленной диаграмме это давление составляет примерно 5 000 фунт/дюйм 2 (34,5 МПа) (внизу на рис.). соответственно, взаимно ориентированы так, что свет не проникает сквозь анализатор. Кристаллы парафина вращают плоскость поляризации поляризованного света, поэтому эти кристаллы, образующиеся по мере остывания пробы флюида, становятся хорошо заметны в виде ярких пятен на черном фоне (рис. 13). В некоторых лабораториях имеются поляризационные микроскопы, работающие при высоких давлениях, с помощью которых можно измерять температуру начала кристаллизации парафинов в газированных нефтях. Камера для проб работает при давлении до 20 000 фунт/дюйм 2 (138 МПа) и температуре до 392°F (200°C). Образование и рост кристаллов парафина могут повлиять на реологическое поведение сырой нефти. При температурах выше температуры начала кристаллизации парафинов большинство углеводородных систем ведет себя, как ньютоновские жидкости, однако при охлаждении флюидов и последующих фазовых переходах их поведение может стать неньютоновским, например, псевдопластическим; при увеличении скорости сдвига будет увеличиваться вязкость. Это поведение необходимо правильно оценить количественно, чтобы инженеры смогли спроектировать подходящую систему добычи. 24 Реологические свойства, интересующие исследователей в контексте парафинистой сырой нефти, включают 81 Прибор с зарядовой Предметный столик, связью вид сверху Анализатор 20 50 Поляризатор ИКфильтр 0°C ТНКП = 42°С Предметный столик с контролируемой температурой Столик, поворачива ющийся на 360° Охлаждающий газ 10 Температура 48,6 44°C Рис. 13. Определение температуры начала кристаллизации парафинов методом поляризационной микроскопии. В поляризационном микроскопе имеется нагреваемый предметный столик, расположенный между двумя поляризационными призмами — поляризатором и анализатором (вверху на рис.). В начале испытания призмы взаимно ориентированы так, что свет не проникает сквозь анализатор. По мере охлаждения столика происходит образование кристаллов парафина, вращающих плоскость поляризации света, и видеокамера регистрирует их появление в виде светлых пятен. В данном примере при 111°F (44°С) свет не проходит сквозь анализатор (внизу справа на рис.), потому что температура флюида превышает температуру начала кристаллизации парафинов ТНКП = 42°С. Светлые пятна начинают появляться после того, как флюид охладится до этой температуры (внизу в центре рис.), а при охлаждении флюида до 0°С (внизу слева на рис.) изображение становится еще светлее. Точность данного метода составляет ±2°F (1,1°С). Aзот под давлением для разрушения геля Циркуляционный насос высокого давления Регулятор противодавления Сосуд с пробой флюида Конвекционная печь Нагреваемые линии Ванна с регулируемой температурой Питающий насос системы Рис. 14. Аппарат для испытания на модельном трубопроводе. Товарная нефть циркулирует по змеевику, погруженному в ванну с регулируемой температурой. Как только ванна нагреется до температуры испытания, поток через змеевик останавливают, и флюид выдерживается и превращается в гель. После периода выдержки измеряется давление азота, необходимое для начала потока в петле, и рассчитывается предельное статическое напряжение сдвига по простому уравнению баланса сил. 82 температуру застывания, кажущуюся вязкость и предельное статическое напряжение сдвига. Температура застывания — это температура, ниже которой флюид больше не является подвижным изза загустевания, гелеобразования или образования твердой фазы. Испытание для определения температуры застывания дегазированных нефтей проводится в соответствии со стандартом ASTM D97. 25 Для газированных нефтей используется аппарат с прозрачной сапфировой камерой, смонтированной на автоматическом безвибрационном поворотном кронштейне, находящемся в программируемой конвекционной печи. Проба нефти нагревается до пластовой температуры и медленно остывает до прекращения движения флюида в камере. Большинство парафинистых сырых нефтей начинает обнаруживать неньютоновское поведение при температуре, близкой к температуре застывания. Если температура застывания окажется выше прогнозной температуры при добыче нефти, то для обеспечения притока можно добавить присадку, понижающую температуру застывания. Кажущаяся вязкость парафинистых сырых нефтей обычно резко увеличивается со снижением температуры и скорости сдвига, особенно при температурах, близких к температуре застывания. Инженеры компании Schlumberger измеряют вязкость с помощью реометра, работающего при давлении 6 000 фунт/ дюйм 2 (41,4 МПа) и температуре 302°F (150°C), что позволяет проводить измерения на газированных нефтях. Парафинистые сырые нефти склонны к гелеобразованию при температурах ниже температуры застывания. Для разрушения геля и восстановления притока в случае остановки добычи потребуются высокие давления прокачки. Поэтому для правильного проектирования выкидных линий и предотвращения осложнений при добыче необходимо получить данные по пределу текучести парафинистых нефтей. Предел текучести газированных флюидов определяется испытанием на модельном трубопроводе (рис. 14). 26 Нефтегазовое обозрение Еще одним измеряемым параметром, важным для проектирования системы добычи и обеспечения притока, является скорость отложения парафинов. Она зависит, главным образом, от температуры флюида, тепловых потерь через стенку трубопровода, содержания парафинов, скорости сдвига и вязкости флюида. Скорость отложения парафинов можно определить в замкнутой гидравлической системе для изучения отложения парафинов (waxdeposition flow loop — WDFL) в моделируемых условиях потока в трубопроводе (рис. 15). На приведенном ниже практическом примере показано, как операторы используют лабораторные измерения для разработки рабочих стратегий предотвращения, снижения или устранения отложений парафинов и гелеобразования. Оптимизация подводной системы добычи в Западной Африке Пластовая температура и давление на западноафриканском месторождении, глубина моря на котором не достигает 1 000 футов (300 м), составляют 170°F (76,7°С) и 3 180 фунт/ дюйм 2 (21,9 МПа) соответственно. Температура морского дна равна 55°F (12,8°С). Оператор планировал добывать нефть через замкнутую подводную выкидную линию с внутренним диаметром 6 дюймов, идущую к главному терминалу сбора нефти, находящемуся в 2 милях (3,2 км) от месторождения. Изза большой разности температур в пласте и на морском дне и большого расстояния транспортировки флюида по холодному дну оператору требовалось предотвратить нарушение потока из-за отложения твердого материала. Компания Schlumberger собрала глубинные пробы пластовых флюидов и направила их в лабораторию Oilphase-DBR в Эдмонтоне, Альберта, Канада, для исследования этого вопроса. 27 Анализ состава пластового флюида показал, что он представляет собой «черную» нефть с газовым фактором 230 фут 3 / барр. (41,0 м 3 / м 3 ) и плотностью 36,3° API. Было установлено, что доля углеводородов с углеродным числом более С 30 составляет Осень 2007 Датчик давления Охлаждающая вода Термопары Охлаждающая ванна Термопары Термопары Секция отложения Бак Насос Расходомер Расплавляющая ванна Ванна контроля температуры Рис. 15. Замкнутая гидравлическая система для изучения отложения парафинов WDFL. В этой миниатюрной гидравлической системе товарные нефти подвергаются воздействию различных тепловых потоков с разными скоростями сдвига, которые могут иметь место в выкидной линии в реальном процессе добычи. Секция отложения в этой системе — труба из нержавеющей стали длиной 39 дюймов (1 м) и наружным диаметром 0,375 дюйма. Нефтяной бак вместимостью 0,53 галлонов США (2,0 л) обеспечивает поддержание температуры нефти выше температуры застывания в течение всего испытания. Нефть выходит из бака и протекает с контролируемым расходом через медный змеевик длиной 50 футов (15 м) в ванне, предназначенной для регулировки температуры. Контур отложения погружен в охлаждающую ванну для имитирования тепловых потерь в трубопроводе. Когда нефть проходит через этот контур, система сбора данных осуществляет мониторинг температур стенки, нефти и воды, перепада давления между входом и выходом кольцевого трубопровода и расхода. Отложения парафинов препятствуют потоку внутри контура, что приводит к повышению давления, необходимого для поддержания потока. Величина этого увеличения давления позволяет рассчитать количество отложившихся парафинов. 35,8%. Дальнейшее определение доли С 30+ и распределения н-парафинов показало, что сырая нефть содержит примерно 13,1 масс. % н-парафинов С 17+ . 28 Относительно высокая концентрация н-парафинов стала причиной беспокойства относительно того, 25. ASTM D97-06 Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products. West Conshohocken, Pennsylvania, USA: ASTM International, 2006. 26. Предел текучести τ y рассчитывается по следующему уравнению баланса сил: τ y = P y . D/ 4L, где P y —перепад давления, необходимый для начала движения флюида, D — внутренний диаметр кольцевого трубопровода и L — длина кольцевого трубопровода. 27. Alboudwarej H, Huo Z and Kempton E: “FlowAssurance Aspects of Subsea Systems Design for Production of Waxy Crude Oils,” paper что данный флюид может вызвать проблемы с обеспечением притока, связанные с отложением парафинов. Таким образом, целью группы Oilphase-DBR было проведение измерений, которые могли бы помочь найти способы предотвращения и усSPE 103242, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, September 24–26, 2006. 28. Парафины — общее название группы алкановых углеводородов с общей формулой C n H 2n+2 , где n — количество атомов углерода. Простейшая молекула парафина — молекула метана CH 4 (газ при комнатной температуре). Октан C 8 H 18 при комнатной температуре —жидкость. Твердые парафины представлены более тяжелыми молекулами — от C 20 до C 40 . Линейные (без боковых ветвей и циклических фрагментов) соединения в этом семействе называются н - парафинами. 83 160 ТНКП Температура застывания Температура, °F 130 100 70 40 0 200 400 Давление, фунт/дюйм2 600 800 Рис. 16. Температура начала кристаллизации парафинов (ТНКП) и температура застывания, измеренные на пробах газированной и дегазированной сырой нефти с месторождения в Западной Африке. Данные измерений на дегазированной нефти приведены при атмосферном давлении. При падении давления газированного флюида с 700 фунт/дюйм 2 до атмосферного температура начала кристаллизации парафинов (красные точки) и температура застывания (синие точки) увеличились примерно на 20°F. Такое увеличение вызвано выходом растворенных газов из флюида. 300 фунт/дюйм2 700 фунт/дюйм2 1,0E+11 1,0E+11 1,0E+10 1,0E+10 1,0E+09 1,0E+07 1,0E+08 Вязкость, мПа·с Вязкость, мПа·с 1,0E+09 Вязкость при 55°F Вязкость при 65°F Вязкость при 80°F 1,0E+08 1,0E+06 1,0E+05 1,0E+04 1,0E+05 1,0E+04 1,0E+03 1,0E+02 1,0E+01 1,0E+01 Напряжение сдвига, Па 100 1,0E+11 1,0E+10 1,0E+09 1,0E+08 Вязкость, мПа·с 1,0E+06 1,0E+02 100 фунт/дюйм2 1,0E+07 1,0E+06 1,0E+05 1,0E+04 1,0E+03 1,0E+02 1,0E+01 1,0E+00 10 84 1,0E+07 1,0E+03 1,0E+00 10 транения отложения парафинов при установившемся и переходном режиме во время добычи сырой нефти. Давление насыщения при пластовой температуре, измеренное во время испытания на расширение при постоянном составе, оказалось равным 700 фунт/ дюйм2 (4,8 МПа). Испытания для определения температуры начала кристаллизации парафинов и температуры застывания проводились на пробах газированной и дегазированной нефти (рис. 16). При падении давления флюида ниже давления насыщения до атмосферного произошло выделение растворенного газа, и средний состав проб сместился в сторону более тяжелых углеводородов, а температура начала кристаллизации парафинов и температура застывания увеличились примерно на 20°F (11,1°С). Реологические испытания показали образование гелевых структур в газированной сырой нефти при низкой скорости сдвига, когда температура Напряжение сдвига, Па 100 1,0E+00 10 Напряжение сдвига, Па 100 Рис. 17. Реологическое поведение газированной сырой нефти с месторождения в Западной Африке. Напряжение сдвига измерялось в зависимости от вязкости при температуре около и ниже температуры застывания и давлениях 100, 300 и 700 фунт/дюйм 2 (0,69, 2,07 и 4,83 МПа). При давлении 700 фунт/дюйм 2 повышенные значения вязкости на плато при низких скоростях сдвига при температурах 55°F и 65°F (слева вверху на рис.) указывают на наличие гелевых структур. Незначительное гелеобразование имеет место в районе температуры застывания 80°F (26,7°С). Аналогичное поведение наблюдается и при 300 фунт/дюйм 2 (справа вверху на рис.), но в этом случае требуется более высокое напряжение сдвига для разрушения геля при 55°F и 65°F, что соответствует потере легких углеводородов из пробы. При давлении 100 фунт/дюйм 2 (слева внизу на рис.) образец для 80°F характеризуется выраженным псевдопластическим поведением (большим снижением вязкости при увеличении скорости сдвига). Нефтегазовое обозрение Осень 2007 40 Скорость отложения, мг/м2с флюида становилась меньше температуры застывания и приближалась к температуре морского дна (рис. 17). По мере снижения давления по реометру увеличивалось напряжение сдвига, требуемое для разрушения геля. Такое поведение соответствует потере легких углеводородов. В районе температуры застывания наблюдается псевдопластическое поведение (снижение вязкости при увеличении скорости сдвига) без гелеобразования при всех давлениях. В дальнейших исследованиях предельного статического напряжения сдвига осуществлялось выдерживание проб газированной и дегазированной нефти в течение 12 ч при температуре морского дна. Для газированной нефти предельное статическое напряжение сдвига при давлении от 100 до 700 фунт/дюйм 2 изменялось в диапазоне 38–42 Па, а для дегазированной нефти этот параметр при температуре окружающей среды оказался более чем в три раза выше — 142 Па. Испытания на отложение парафинов в дегазированной нефти проводились в системе WDFL при температурах от 81 до 122°F (от 27,2 до 50,0°С) (рис. 18). По их результатам выявлен разрыв в скорости отложения при высоких значениях из диапазона скоростей сдвига. При каждой скорости сдвига в стандартную модель с уравнением состояния для расчета коэффициента диффузии н-парафинов вводились измеренные скорости отложения, распределение н-парафинов, состав С 30+ и профиль вязкости. В модели сделано допущение, что главная движущая сила отложения парафинов — молекулярная диффузия парафинов. 29 На следующем этапе производился ввод измеренных параметров для обеспечения притока, данных по отложению парафинов и коэффициентов диффузии в модель OLGA (коммерческое программное обеспечение для расчета многофазных течений и процессов переноса в трубах) для оценки и прогнозирования поведения сырой нефти при различных вариантах добычи. Инженеры компании Schlumberger использовали моделирование OLGA для двух случаев: добыча в установившемся режиме и возобновление добычи после ее остановки. 170 с1 511 с1 35 30 25 20 15 10 70 80 90 100 Температура, °F 110 120 130 Рис. 18. Динамика отложения парафинов в дегазированной нефти месторождения в Западной Африке. Измерения при двух скоростях сдвига, 170 и 511 с –1 , показали необычное поведение. При меньшей скорости сдвига (красные точки) процесс отложения постоянно замедлялся с повышением температуры. Однако когда температура флюида превысила примерно 100°F (37,8°С), скорость отложения при большей скорости сдвига (синие точки) внезапно превысила скорость отложения при меньшей скорости сдвига. Для подтверждения воспроизводимости такого поведения были проведены повторные измерения. Значения скоростей отложения вводились в модели с уравнением состояния и модели перемещения флюида, которые помогают инженерам прогнозировать поведение сырой нефти при разных вариантах добычи. Так как температура начала кристаллизации парафинов в западноафриканской сырой нефти примерно на 50°F (27,7°С) выше температуры застывания, основные риски при обеспечении притока в установившемся режиме добычи связаны с отложением парафинов и гелеобразованием. Проектной целью оператора было предотвращение отложения парафинов при дебитах нефти свыше 5 000 барр./ сутки (795 м 3 / сутки). Методы предотвращения или замедления этого процесса в трубопроводе включают изоляцию труб, установку подогревателей и закачку ингибиторов парафиноотложения в поток добытой нефти. Моделирование OLGA показало, что самым подходящим методом обеспечения притока является изоляция труб (рис. 19). Наличие данных как по газированной, так и по дегазированной нефти оказалось очень важным. Зная температуру начала кристаллизации пара- финов только для дегазированной нефти, оператор может сделать вывод о необходимости дорогостоящей изоляции трубопровода методом «труба в трубе». Расчеты с использованием более низкой температуры начала кристаллизации парафинов для газированной нефти показали, что для предотвращения отложения парафинов достаточно более дешевой влажной изоляции. Поскольку при перемещении по трубопроводу на сборный пункт нефть охлаждается, потребовалось спрогнозировать вероятность гелеобразования. При условии потока нефти с расходом 5 000 барр./ сутки через трубопровод с влажной изоляцией, моделирование OLGA показало, что период, за который текущая 29. Hayduk W and Minhas BS: “Correlations for Prediction of Molecular Diffusivities in Liquids,” Canadian Journal of Chemical Engineering 60, no. 2 (April 1982): 295–299. 85 160 Температура на выходе, °F 150 140 ТНКП товарной нефти 130 120 ТНКП газированной нефти Изоляция «труба в трубе» Влажная изоляция 110 100 0 2 500 5 000 7 500 10 000 12 500 15 000 17 500 20 000 Дебит нефти, барр./сутки 160 Изоляция «труба в трубе» Влажная изоляция Температура °F 140 120 100 Температура застывания товарной нефти 80 Температура застывания газированной нефти 60 40 0 5 10 15 20 25 Время, ч 1,2 Толщина отложений, мм Рекомендуемая максимально допустимая толщина 1,0 парафиновых отложений Коэффициент диффузии нпарафинов (стандартная модель) 0,8 0,6 Коэффициент диффузии нпарафинов (WDFL) 0,4 0,2 0 Устье скважины 0 0,5 Сборный пункт 1,0 1,5 2,0 Расстояние по выкидной линии, мили Рис. 19. Моделирование поведения западноафриканской нефти в выкидной линии при установившемся режиме добычи с помощью OLGA. Моделирование используется в качестве технического инструмента для выбора изоляции труб и предотвращения отложения парафинов в процессе добычи. Здесь показаны диаграммы температур, при которых нефть приходит на сборный пункт, в зависимости от дебита (вверху на рис.). Влажная изоляция (красная кривая) дешевле изоляции методом «труба в трубе» (синяя кривая), но в четыре раза менее эффективна. Наличие данных по температуре начала кристаллизации парафинов (ТНКП) оказалось очень полезным, поскольку это позволило определить, что влажная изоляция достаточна при дебите нефти свыше 5 000 барр./ сутки. На следующем графике (в центре рис.) показан профиль охлаждения нефти по мере ее прохождения по выкидной линии. В случае влажной изоляции (красная кривая) время охлаждения до начала гелеобразования (температуры застывания) составит 12 ч для дегазированной нефти и 20 ч для газированной нефти. Двадцатичасовой период достаточно продолжителен для перемещения нефти от устья скважины до сборного пункта. Моделирование OLGA также позволило спрогнозировать двухнедельные профили отложения парафинов по выкидной линии (внизу на рис.). Толщина отложений парафинов, определенная по стандартной модели (синяя кривая), почти в три раза больше значения, рассчитанного при лабораторных испытаниях в WDFL (красная кривая). В результате можно существенно увеличить интервал между операциями по удалению парафиновых отложений. 86 по трубопроводу газированная нефть достигнет температуры застывания, составляет примерно 20 ч, что достаточно для ее попадания в резервуар для товарной нефти. Для расходов при дебите нефти менее 5 000 барр./ сутки модель OLGA предсказала скорости отложения парафинов в трубопроводе. Не имея экспериментальных данных испытаний в WDFL, инженерам пришлось бы использовать стандартную модель для оценки коэффициента диффузии н-парафинов, прогнозирования скорости отложения и планирования операций по удалению парафинов. Для данной западноафриканской нефти стандартная модель показала, что работы по удалению парафинов потребуется проводить каждые две недели. Но с данными WDFL модель предсказала намного более медленное отложение парафинов, что увеличило интервал между исправительными операциями до шести недель. Методы удаления отложений парафинов включают очистку трубопровода скребками, промывку горячей нефтью и обработку растворителями с помощью гибких труб. Важным вопросом обеспечения притока является возможность возобновления потока в системе после ее остановки. Согласно данным оператора, максимальное безопасное давление для преодоления предельного статического напряжения сдвига и возобновления потока составило 500 фунт/ дюйм 2 (рис. 20). По результатам расчетов по модели OLGA с использованием данных по предельному статическому напряжению сдвига газированной нефти и параметров транспортировки флюида было определено, что поток можно возобновить, если давление в трубопроводе остается выше, чем примерно 100 фунт/ дюйм 2 . Данный практический пример показывает, что использование только экспериментальных данных по дегазированной нефти и стандартных расчетов отложения парафинов может привести к принятию чрезмерно консервативных решений при проектировании систем добычи. В этой ситуации прогнозы в отношении обеспечения притока, сделанные на основе данных по газированной Нефтегазовое обозрение Давление возобновления потока, фунт/дюйм2 2 000 Многоточечные термопары 1 750 1 500 1 250 1 000 750 Максимальное давление возобновления потока 500 250 0 Регуляторы потока высокого давления Сдвиговая камера 0 100 200 300 400 500 600 700 Стойка для механического монтажа Электро двигатель постоянного тока с регу лированием частоты вращения 800 Давление флюида, фунт/дюйм2 Подача Рис. 20. Расчеты давления возобновления потока в выкидной линии диаметром 6 дюймов по модели OLGA. Если при остановке добычи в трубопроводе в нефти происходит гелеобразование, то для преодоления предельного статического напряжения сдвига и инициирования потока необходимо приложить давление. Максимальное безопасное давление составляет 500 фунт/ дюйм 2 . Моделирование показало, что поддержание внутреннего давления в выкидной линии на уровне свыше 100 фунт/дюйм 2 обеспечит возможность безопасного возобновления потока. Внутренний вращающийся цилиндр Выход хладагента Электро нагревательный элемент Отложение Внешний неподвижный цилиндр Нефть Хладагент Вход хладагента нефти, позволяют оператору сэкономить миллионы долларов путем снижения затрат на выкидную линию и увеличения интервала между операциями по удалению отложений парафинов. Нов ые дос т иж ени я в о б ла с т и обеспеч ения при т о к а па раф и ни с т ых не ф т е й В настоящее время продолжаются работы по усовершенствованию методов испытаний для обеспечения притока и контроля свойств флюидов в течение всего срока эксплуатации месторождения. На практическом примере месторождения в Западной Африке продемонстрированы выгоды от проведения таких испытаний на газированных сырых нефтях. Однако испытания на отложение парафинов в аппаратах типа WDFL ограничивались только дегазированными 30. Zougari M, Hammami A, Broze G and Fuex N: “Live Oils Novel Organic Solid Deposition and Control Device: Wax Deposition Validation,” paper SPE 93558, presented at the 14th SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Bahrain, March 12–15, 2005. 31. Число Рейнольдса в механике жидкостей представляет собой безразмерное отношение между силами инерции и вязкости. При числе Рейнольдса свыше 3 000 течение в трубах становится турбулентным. 32. Akbarzadeh et al, сноска 5. Осень 2007 нефтями. Установку WDFL можно модифицировать для проведения испытаний под высоким давлением, но требуемый для нее объем двух литров газированной нефти может оказаться чрезмерно дорогим. Исследователи группы OilphaseDBR решили эту проблему, сконструировав и внедрив камеру для отложения твердого материала в газированных флюидах RealView. 30 Требуя всего 0,04 галлона США (150 мл) нефти, эта камера может работать при давлениях до 15 000 фунт/ дюйм 2 (103,4 МПа), температурах до 392°F и числах Рейнольдса до 500 000. 31 В отличие от WDFL, нефть в данной камере находится в цилиндрическом сосуде. Вращающийся шпиндель в центре приводит флюид в движение. Это устройство может имитировать условия добычи по температуре, давлению, составу, шероховатости поверхности трубы и ламинарному и турбулентному потоку. Испытание при турбулентном потоке является полезным, поскольку в нем моделируются условия сдвига на стенке выкидной линии (рис. 21). Благодаря испытаниям на газированной нефти в камере RealView уже реализованы значительные достижения в области обеспечения притока асфальтеновых нефтей. 32 Предварительные лабораторные результаты по- Слив Рис. 21. Внешний вид и вид в разрезе камеры RealView. В этой камере можно создать турбулентный поток и сдвиговое напряжение у стенки, характерные для выкидных линий (вверху на рис.). Флюид перемещается под действием вращающегося внутреннего шпинделя (в центре рис.). Температура стенки и давление в системе могут контролироваться независимо. Поверхность, на которой происходит отложение, и ее шероховатость можно изменять, вставляя специальные гильзы. Парафиновые отложения появляются на поверхности неподвижного цилиндра (внизу на рис.). 87 25 WDFL 24,5 Камера RealView 23,7 20 15,5 15 9,2 10 5 Газированная нефть, турбулентный поток Газированная нефть, ламинарный поток Товарная нефть, турбулентный поток Товарная нефть, ламинарный поток 0 3,3 Товарная нефть, ламинарный поток Полная скорость отложения парафинов, мг/м2с 30 Рис. 22. Характер отложения парафинов при испытаниях парафинистой сырой нефти в установках WDFL и RealView. Испытания проводились на дегазированных и газированных нефтях. Скорости отложения парафинов в дегазированной нефти в ламинарном потоке в WDFL и RealView оказались практически одинаковыми. При турбулентном потоке в камере RealView скорость отложения в дегазированной нефти существенно снизилась. Скорости отложения в газированной нефти при испытании в камере RealView в обоих режимах потока оказались еще меньше. казывают, что такие испытания могут привести к аналогичным улучшениям и для парафинистых нефтей. Недавно было проведено лабораторное изучение поведения «черной» парафинистой нефти в гипотетической ситуации, требующей обеспечения притока. Исследователи группы Oilphase-DBR имитировали вход нефти в трубопровод внутренним диаметром 6 дюймов и длиной 2 мили при температуре 170°F и давлении 3 170 фунт/ дюйм 2 (21,9 МПа). Принятый дебит составил 5 000 барр./ сутки, а температура морского дна была 65°F (18,3°С). В таких условиях были проведены испытания на скорость отложения парафинов для сравнения поведения товарной и газированной нефти в ламинарном и турбулентном потоках (рис. 22). Результаты показали, что отложение парафинов в турбулентном потоке происходит медленнее, а скорости их отложения в газированной нефти намного ниже, чем в товарной. Низкие скорости отложения парафинов в газированных нефтях могли бы существенно повлиять 33. Amin A, Smedstad E and Riding M: “Role of Surveillance in Improving Subsea Productivity,” paper SPE 90209, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. 88 на конструкцию гипотетической выкидной линии и периодичность проведения работ по удалению парафинов. Моделирование OLGA показало, что двухмильную выкидную линию можно изготовить из труб с пеноизоляцией, а не с изоляцией «труба в трубе», что позволит сэкономить 4 млн долл. США. Что касается очистки трубопровода, традиционные измерения на товарной нефти с использованием WDFL свидетельствуют о необходимости удаления парафиновых отложений каждые две недели. Моделирование же с исходными данными для газированной нефти показывает, что очистка трубопровода потребуется примерно раз в год, благодаря чему существенно сократятся эксплуатационные затраты. П о м ер е р а з р а ботк и мес тор ожден и я ч а с то пр ои с ходи т и з м енени е с в о й ств с ы р ой нефти . Н а пр и м ер , при п а дени и да влени я га з ок онденс а т а ни же да влени я на с ы щени я в х о д е и с тощени я его вы ход и тем пе ра т ур а на ч а ла к р и с та лли з а ци и па ра фи нов м огут ум еньши тьс я . В с т ра т ифи ци р ова нной по с ос та ву з а л е жи с ос та в добы ва емой пр одук ци и может и з мени тьс я пр и добы ч е ф л ю идов и з з он, на ходи вши хс я на бо л ь ш ом р а с с тоя ни и от и с ходной точ к и отбор а пр об . Такие изменени я м огут с и льно по вл ият ь на р ешени я о мер а х, требу емых дл я обес печ ени я пр и тока. Мониторинг изменения свойств флюидов обычно осуществляется путем периодического отбора проб из сепараторов или извлечения газированной нефти около перфорационных каналов с последующими лабораторными испытаниями на обеспечение притока. Такой подход в условиях морских и глубоководных месторождений является слишком дорогостоящим. 33 С приходом систем интеллектуального заканчивания скважин, снабженных датчиками, передающими данные о скважинной температуре, давлении и дебитах в реальном времени, стал возможным дистанционный эксплуатационный мониторинг. Такие системы также включают насосы и клапаны с дистанционным управлением, которые можно использовать для устранения проблем с обеспечением притока. В настоящее время разрабатываются химические датчики для регистрации изменений состава флюида. Если их установить в стратегических точках компоновки заканчивания и в трубопроводе, будет обеспечено получение данных в реальном времени для мониторинга отложения твердого материала, скорости коррозии и реологических свойств флюида. Это позволит входить в скважину для отбора проб или проведения исправительных операций только при необходимости. Сегодня методы отбора и анализа проб флюидов развиваются в направлении непрерывного использования согласованных стандартов для всей последовательности операций, начиная от глубинного анализа флюидов и описания коллектора до отбора и лабораторного анализа проб, и далее — до контроля параметров добычи. Такой комплексный подход будет становиться все более ценным для операторов в принятии решений по разведке, освоению и эксплуатации коллекторов, особенно на удаленных месторождениях, связанных с высокими рисками. –ЭБН Нефтегазовое обозрение
