К вопросу обоснования использования технологии отбора глубинных проб с азотной компенсацией давления

15.05.2020

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 1 (15).

УДК 622.276.5

А.А. Лобанов, к.т.н., С.А. Федоровский, И.О. Промзелев, Е.В. Тихомиров, В.В. Жуков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
В.А. Коваленко
ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»
Г.Д. Сергеев, Е.Н. Липатникова
Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова

Электронный адрес: Lobanov.aa@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: пластовые флюиды, глубинные пробы, азотная компенсация давления, асфальтены, оценка стабильности асфальтенов

С усложнением горно-геологических условий качественный отбор проб пластовых флюидов становится все более трудной задачей, для ее решения требуются новые технологии и глубокое понимание физико-химических процессов, протекающих в пласте и скважине. Использование глубинных пробоотборников с азотной компенсацией давления – относительно новое для Российской Федерации направление, которое могут предложить сервисные компании для решения данной задачи. Однако отсутствие четких критериев обоснования необходимости использования дорогостоящих компенсаторных пробоотборников приводит к сдерживанию их применения. В данной статье в качестве таких критериев предложено использовать результаты оценки стабильности асфальтенов (степени вероятности отложений асфальтенов). Приведено описание разработанного алгоритма экспертной оценки необходимости применения компенсаторного отбора.

On the issue of substantiating the use of nitrogen pressure-compensation downhole sampling technology

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 1 (15).

A.A. Lobanov, S.A. Fedorovskiy, I.O. Promzelev, E.V. Tikhomirov, V.V. Zhukov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
V.A. Kovalenko
Gazpromneft Noyabrskneftegazgeofizica LLC, RF, Noyabrsk
G.D. Sergeev, E.N. Lipatnikova
Northern (Arctic) Federal University named after M.V. Lomonosov, RF, Arkhangelsk

E-mail: Lobanov.aa@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: reservoir fluids, downhole samples, nitrogen pressure-compensation technologies, asphaltenes, asphaltenes stability screening

With the increasing complexity of geological conditions, quality sampling of reservoir fluids becomes an increasingly difficult task, which requires new approaches to technology and a deep understanding of the physical and chemical processes occurring in the reservoir and well. The use of samplers with nitrogen pressure compensation is a relatively new direction in the Russian Federation that service companies can offer to solve this problem. However, the lack of clear criteria for justifying the use of compensatory samplers leads to a containment of their application due to their high cost. In this paper, the authors propose to use the procedures for evaluating the stability of asphaltenes (the probability of asphaltene deposits) as such criteria and describe the developed algorithm for expert evaluation of the need to use compensatory samplers.

DOI: 10.24887/2587-7399-2020-1-69-74

Введение

Принцип работы глубинных пробоотборников с компенсацией давления основан на поджатии отобранной глубинной пробы азотом, хранящимся в специальной камере пробоотборника. За счет этого после закрытия пробоприемной камеры в ней создается избыточное давление, которое обеспечивает такую компенсацию изохорического снижения давления вследствие падения температуры при подъеме на земную поверхность, при которой давление в пробоорнике при стандартной температуре становится выше давления в точке отбора. Наиболее наглядно данный процесс можно проиллюстрировать при помощи наложения термобарических условий в пробоприемной камере на фазовую диаграмму флюида (рис. 1). Из рис. 1 видно, что флюид в камере пробоотборника вследствие снижения температуры и соответствующего падения давления (кривая Well), в зависимости от своего состава и термобарических условий отбора, может испытывать четыре вида фазовых переходов: 1) разгазирование нефти при снижении давления ниже давления насыщения нефти газом (кривая Pb);

43.JPG

2) конденсация газа при снижении давления ниже давления начала конденсации (кривая Pd); 3) кристаллизация парафинов при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти парафином (кривая WAT); 4) выпадение асфальтенов при снижении давления ниже давления насыщения нефти асфальтеном (кривая AOP). Первые три фазовых перехода являются обратимыми, т.е. при повторном создании условий в камере до условий точки отбора (точка SP) и при перемешивании пробы флюид способен полностью перейти в исходное однофазное состояние. Фазовое поведение асфальтенов характеризуется тем, что после выпадения они полностью или частично (в зависимости от свойств флюида) не растворимы в нефти [1, 2]. Таким образом, по сути компенсаторный отбор проб направлен только на предотвращение выпадения асфальтенов (кривая Compression не должна пересекать кривую AOP), поскольку все остальные фазовые переходы не влияют на возможность гомогенизации пробы в лаборатории и возможность восстановления ее до состояния в исходных пластовых условиях. Именно по этой причине большинство работ, затрагивающих тему компенсаторного отбора, связаны с обсуждением проблематики исследования фазового поведения асфальтенов [3, 4]. Известно, что выпадение асфальтенов наблюдается в довольно ограниченном диапазоне свойств пластовых флюидов. Высокая стоимость лабораторных исследований фазового поведения асфальтенов и риски, связанные с их выпадением, привели к разработке большого числа методов предварительный оценки их стабильности в пластовых флюидах. Предлагаемый авторами алгоритм обоснования использования компенсаторных пробоотборников основан на этих методах.

Описание предлагаемого алгоритма и пример его применения

Авторами предлагается обосновывать решение о применении технологии отбора проб с азотной компенсацией давления на основе анализа свойств пластовых флюидов изучаемой залежи или залежи-аналога. Анализ заключается в расчете и расстановке оценок объекта в соответствии с критериями стабильности асфальтенов. Оценки выставляются по трехбалльной системе, где 3 соответствует наименьшей стабильности асфальтенов (высокая вероятность выпадения), а 1 – наибольшей (низкая вероятность выпадения). Авторами также введен параметр «Достоверность анализа», характеризующий полноту введенной информации. В качестве базовых выбраны критерии de Boer (DB), Resins to Asphaltenes Ratio (RTA), Asphaltenes stability index (ASI) и Colloidal instability (CII). Список используемых критериев можно увеличить, поскольку их разработка ведется с 90-х годов XX века по настоящее время [5]. Рассмотрим предлагаемый алгоритм на примере данных из табл. 1 (по каждому из флюидов представлен ограниченный объем информации).

44.JPG45.JPG

Критерий DB1. В табл. 2 приведены критерии DB1. Данные критерии представлены сотрудниками компании Shell в работе [6] и основаны на данных статистического анализа свойств пластовых флюидов с известным поведением асфальтенов. В табл. 2 по каждому параметру выставляется оценка. Суммарная оценка параметров рассчитывается как среднее арифметическое оценок по всем параметрам. В случае отсутствия значения какого-либо параметра соответствующая ячейка в расчете среднего арифметического не учитывается. Критерий DB2 известен как «график de Boer» и является одним из наиболее широко известных методов оценки стабильности асфальтенов. Данный график, построенный по результатам моделирования растворимости асфальтенов, описан в работе [6] и представляет собой график областей вероятности выпадения асфальтенов в зависимости от давления недонасыщения и плотности флюида в пластовых условиях. График de Boer для флюида 1 приведен на рис. 2. В этом и последующих критериях при отсутствии данных хотя бы по одному параметру критерий для флюида не оценивается, в связи с этим график de Boer для флюидов 2 и 3 не строится. Из рис. 2 видно, что флюид 1 находится в области высокой вероятности выпадения асфальтенов, что соответствует оценке 3.

46.JPG

Для автоматизации расчетов критерия de Boer авторы предлагают использовать уравнение, полученное аппроксимацией полиномом 6-й степени граничных кривых (DB2H – для верхней границы относительно области высокой вероятности выпадения асфальтенов; DB2L – для нижней границы):

ф20.JPG

Высокая стоимость лабораторных исследований фазового поведения асфальтенов и риски, связанные с их выпадением, привели к разработке большого количества методов предварительный оценки их стабильности В пластовых флюидах. предлагаемый авторами алгоритм обоснования использования компенсаторных пробоотборников основан на этих методах

Оценки расставляются следующим образом: 1) 1, если pUS < DB2L; 2) 2, если DB2L < PUS < DB2H; 3) 3, если pUS > DB2Н. Критерий RTA – отношение содержания смол к содержанию асфальтенов, основанный на статистическом анализе свойств пластовых флюидов с известным поведением асфальтенов, оценивает вероятность осаждения асфальтенов в пластовых условиях по содержанию смол и асфальтенов: RTA=Res/As. (3) Смолы оказывают стабилизирующее воздействие на асфальтены, поэтому чем больше отношение количества смол к количеству асфальтенов, тем более стабильным является пластовый флюид. В научно-технической литературе представлены два варианта данного критерия: с двумя (стабильная/нестабильная [7]) и тремя (стабильная/переходная/нестабильная [8]) областями. Авторы выбрали в качестве базового второй вариант. Оценка определяется исходя из следующих условий: 1) 1, если RTA > 2,5; 2) 2, если 2,5 < RTA < 1,5; 3) 3, если RTA < 1,5. По критерию RTA флюид 1 получает оценку 1, флюид 2 – оценку 3 и флюид 3 – оценку 1. Критерий ASI – индекс стабильности асфальтенов, разработанный компанией Schlumberger, основан на статистическом анализе свойств пластовых флюидов с известным поведением асфальтенов и оценивает вероятность осаждения асфальтенов в пластовых условиях по одному параметру – плотности недонасыщения [7]. Оценка определяется следующим образом: 1) 1, если rUS < 24,7, кг/м3; 2) 3, если rUS > 24,7, кг/м3. По критерию ASI флюид 1 получает оценку 1, для остальных флюидов оценка не выставляется в связи с отсутствием необходимой информации. Критерий CII – индекс коллоидной нестабильности, разработанный компанией Baker Petrolite [7, 8], оценивает вероятность выпадения асфальтенов 

ф21.JPG

ф22.JPG

по содержанию насыщенных и ароматических углеводородов, смол и асфальтенов: (4) Смолы и ароматические углеводороды оказывают стабилизирующее воздействие на асфальтены, насыщенные углеводороды –дестабилизирующее. Оценка по критерию CII: 1) 1, если CII < 0,7; 2) 2, если 0,7 < CII < 0,9; 3) 3, если CII > 0,9. Критерий CII флюида 2 равен 4,5, следовательно, флюид получает оценку 3. Флюиды 1 и 3 не оцениваются в связи с отсутствием необходимых параметров.

Обобщенная оценка объекта и достоверность анализа

В связи с тем, что методы оценки стабильности асфальтенов не зависят друг от друга, на практике принято считать флюид нестабильным к асфальтенам в случае, если хотя бы один из критериев показал его нестабильность [7]. Таким образом, если оценка по одному из критериев равна 3, то ставится обобщенная оценка 3. В обратном случае обобщенная оценка рассчитывается как среднее арифметическое оценок всех критериев. Как показывает практика, часто специалисты геологических служб, анализирующие требования к отбору проб, минимизируют трудозатраты на поиск и обоснование параметров объекта, в связи с чем возможна нежелательная практика оценки объекта по минимуму параметров. Для исключения таких случаев авторы ввели параметр «Достоверность анализа» – Rel (reliability), который показывает, насколько полно охарактеризован объект исследования. Достоверность анализа оценивается следующим образом: – если обобщенная оценка равна 3, то Rel=100 % (критерий, показывающий нестабильность флюида, найден); – если обобщенная оценка меньше 3, то Rel рассчитывается как сумма вкладов достоверностей оценки каждого критерия

ф23.JPG

если критерий не рассчитывался, то его вклад в достоверность общего анализа равняется нулю; в обратном случае вклад в достоверность каждого из критериев:

ф24.JPG

где n – число использованных в анализе критериев (возможно увеличение числа критериев, однако авторы не рекомендуют исключать из списка базовые, например, в данной работе максимальный вклад каждого из пяти представленных критериев в достоверность общего анализа равен 20 %); y – число независимых друг от друга связей параметров; по критериям типа DB1, которые анализируют не связанные друг с другом параметры, y=6 – числу анализируемых параметров; по критериям типа DB2, RTA, ASI и CII, которые анализируют связанные параметры, y = 1; x – число введенных независимых друг от друга параметров; для критериев типа DB1 х равен числу параметров, приведенных в табл. 2, например, х=6 для флюидов 1 и 2; х=4 для флюида 3; для критериев типа DB2, RTA, ASI и CII х=1. В случае, если обобщенная оценка объекта: – равна 3, то на объекте необходимо проводить отбор проб с азотной компенсацией давления; – составляет от 2 до 3, то рекомендуется проводить отбор проб с азотной компенсацией давления; – меньше 2, возможен отбор с применением проб традиционных технологий. Авторы рекомендуют считать результаты анализа достоверными, если его достоверность составляет не менее 66 % (проанализировано 2/3 доступных критериев). Результаты проведенного анализа представлены в табл. 3.

47.JPG

Заключение

Представленный авторами алгоритм позволяет достаточно просто и оперативно обосновать применение глубинных пробоотборников с азотной компенсацией давления, однако необходимо отметить следующее. – Статистически обоснованные критерии стабильности асфальтенов разработаны на основе анализа свойств зарубежных нефтей (в основном, регионов Северного моря, Северной Африки, США); возможно, данные критерии недостаточно точно описывают поведение отечественных нефтей. – При всем многообразии критерии стабильности асфальтенов остаются достаточно грубыми инструментами предварительной оценки и применяются только в условиях неопределенности. Следовательно, любая оценка не дает гарантии однозначного результата и ответа на вопросы: будет ли наблюдаться выпадение асфальтенов в пластовой нефти и насколько оправдано применение однофазных пробоотборников. Таким образом, перед отечественной наукой и промышленностью стоит задача оценки адекватности применения, и, возможно, разработки собственных региональных критериев. Данную задачу можно решить лишь повсеместным внедрением практики лабораторных исследований выпадения асфальтенов.

Список литературы

    1. Asphaltene Precipitation from Live Crude Oil / N.B. Joshi [et al.] // Energy & Fuels. – 2001. – V. 15. – № 4. – С. 979–986.
    2. Asphaltene Precipitation from Live Oils: An Experimental Investigation of Onset Conditions and Reversibility / A. Hammami [et al.] // Energy & Fuels. – 2000. – V. 14. – № 1. – С. 14–18.
    3. Jamaluddin A., Ross B., Hashem M. Single-phase Reservoir Sampling: Is it Nessesary or Luxury // 1999CSPG and Petroleum Society Joint Convention. Calgary, 1999.
    4. Single-Phase Bottomhole Sampling Technology / A.K.M. Jamaluddin [et al.] // J. Can. Pet. Technol. – 2002. – V. 41. – № 7. – C. ???
    5. Evaluation and Improvement of Screening Methods Applied to Asphaltene Precipitation / V.J. Pereira [et al.] // Energy & Fuels. – 2017. – V. 31. – № 4. – С. 3380–3391.
    6. Screening of Crude Oils for Asphalt Precipitation: Theory, Practice, and the Selection of Inhibitors / R.B. Boer [et al.] // SPE 24987-PA. – 1995.
    7. Jamaluddin A.K.M., Nighswander J., Joshi N. A Systematic Approach in Deepwater Flow Assurance Fluid Characterization // SPE 71546-MS. – 2001.
    8. Rodrigues D.L.G. Modeling of asphaltenes precipitation and deposition tendency using the PC-SAFT equaition of state // A thesis submitted for the degree of Doctor of Philosophy, Rice University, 2008.

    Reference

    1. Joshi N.B. et al., Asphaltene precipitation from live crude oil, Energy & Fuels, 2001, V. 15, no. 4, pp. 979–986.
    2. Hammami A. et al., Asphaltene precipitation from live oils: An experimental investigation of onset conditions and reversibility, Energy & Fuels, 2000, V. 14, no. 1, pp. 14–18.
    3. Jamaluddin A., Ross B., Hashem M., Single-phase reservoir sampling: Is it necessary or luxury, 1999CSPG and Petroleum Society Joint Convention, Calgary, 1999.
    4. Jamaluddin A.K.M. et al., Single-phase bottomhole sampling technology, J. Can. Pet. Technol., 2002, V. 41, no. 7.
    5. Pereira V.J. et al., Evaluation and improvement of screening methods applied to asphaltene precipitation, Energy & Fuels, 2017, V. 31, no. 4, pp. 3380–3391.
    6. Boer R.B. de et al., Screening of crude oils for asphalt precipitation: Theory, practice, and the selection of inhibitors, SPE-24987-PA, 1995, https://doi.org/10.2118/24987-PA
    7. Jamaluddin A.K.M., Nighswander J., Joshi N., A systematic approach in deepwater flow assurance fluid characterization, SPE-71546-MS, 2001, https://doi.org/10.2118/71546-MS.
    8. Rodrigues D.L.G., Modeling of asphaltenes precipitation and deposition tendency using the PC-SAFT equation of state: A thesis submitted for the degree of Doctor of Philosophy, Rice University, 2008.

Возврат к списку