Influence of the quality of downhole samples on the results Of flow assurance laboratory studies of reservoir oil

УДК 665.61.033.28

Федоровский С.А., Лобанов А.А., Промзелев И.О.,
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпром нефть НТЦ»)
Коваленко В.А., Сергеев Г.Д
Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова

Электронные адреса: Fedorovskiy.SA@gazpromneft-ntc.ru, lobanov.AA@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: глубинные пробы, пластовый флюид, стандартный PVT-анализ, обеспечение потока, парафины, смолы, асфальтены

S.А. Fedorovskiy, A.А. Lobanov, I.O. Promzelev
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
V.A. Kovalenko, G.D. Sergeev
Northern (Arctic) Federal University named after M.V. Lomonosov

The paper illustrates the influence of the quality of downhole samples on the results of studies of the phase behavior of paraffins and asphaltenes in reservoir oil. The results of studies of a conditionally representative sample of reservoir oil and deep samples taken under multiphase flow conditions (with different volumes of free gas, formation water and solid phase of asphaltenes, resins and paraffins in the sampler) were compared. For each sample, a set of PVT studies was carried out according to all required standards — PVT test, flash separation, determination of viscosity and density. Phase behavior of paraffins and asphaltenes was studied by methods of acoustic resonance (registration of the moment of phase transition), high pressure microscopy (determination of the number and geometric dimensions of solid phase particles), gravimetric and filtration methods (determination of the group composition of the solid phase). To prepare samples of oil with free gas in the chambers, a procedure was carried out to release free gas to the current bubble-point pressure. The results of the analysis revealed that the procedure of free gas release has little effect on the PVT-characteristics of reservoir fluid samples. However, it is not possible to study the phase behavior of paraffins and asphaltenes, since the deviation of different parameters reaches 70% (the content of asphaltenes, resins and paraffins; paraffin saturation temperature; asphaltene saturation pressure, etc.). As a result, the sample of fluids with multiphase flow conditions, if it is impossible to use other methods, may be acceptable for a standard PVT-analysis. But, it is not possible to study the phase behavior of paraffins and asphaltenes for such samples, since these studies are highly dependent on the quality of sampling.

Keywords: downhole samples, reservoir fluid, routine PVT, Flow Assurance, waxes, resins, asphaltenes

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-1-22-28 

Введение

Образование твердой фазы парафинов и асфальтенов создает риск проявления многочисленных эффектов, негативно влиящих на достижение проектных технико-экономических показателей разработки нефтяного месторождения. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности оборудования и горных породах, стабилизация водонефтяных эмульсий, проявление пластовым флюидом неньютоновских свойств и изменение смачиваемости породы-коллектора могут сократить межремонтный период работы скважинного оборудования, ухудшить гидродинамическую связь в системе пласт — скважина, снизить приемистость нагнетательных скважин, привести к быстрому прорыву вод в добывающие скважины, увеличить потери энергии при движении флюида и многим другим осложнениям.

Изучение фазового поведения парафинов и асфальтенов в нефтепромысловой практике является предметом отдельной научной дисциплины под названием «Обеспечение потока» (Flow Assurance). Согласно работе [1] этот термин был введен в 1995 г. компанией Petrobraz, а в 2003 г. J. Brill (Университет Талсы, США) поставил вопрос об утверждении этой научной дисциплины. В современном понимании «Обеспечение потока» представляет собой комплексный процесс, направленный на борьбу с осложнениями, возникающими при движении добываемого флюида от пласта до места переработки. Основными задачами «Обеспечения потока» является борьба с образованием твердых органических (асфальтенов, парафинов, гидратов) и неорганических (солей, песчаных пробок) отложений, эмульсообразованием, коррозионными и эрозионными процессами, осложнениями, обусловленными течением многофазных потоков. Согласно опросу 110 энергетических компаний, проведенному Welling and Associates в 1999 г., «Обеспечение потока» признано одним из наиболее серьезных технологических рисков при морской добыче нефти.

Стратегия эффективного «Обеспечения потока» базируется на концепции предотвращения и минимизации осложнений при движении пластового флюида. Основной информацией для формирования этой стратегии, инженерных и экономических анализов в области образования отложений парафинов и асфальтенов являются результаты лабораторных исследований глубинных проб флюида. Данные исследования выполняются по четырем направлениям, включающим определение термобарических условий фазового перехода (температуры насыщения нефти парафином и давления насыщения нефти асфальтеном), группового и компонентного составов твердой фазы, количества и размеров частиц твердой фазы; изучение процесса образования отложений. Результаты этих исследований позволяют построить композиционную модель флюида, гидродинамическую модель образования отложений и выбрать оптимальный химический реагент для воздействия на пластовую систему с целью борьбы с АСПО.

Специфика фазового поведения парафинов и асфальтенов, стоимость, значимость и актуальность этих исследований предъявляют особые требования к их проведению и качеству исследуемых проб, что рассмотрено в данной работе.

Материалы и методы исследования

В качестве объекта исследования было выбрано нефтяное месторождение Восточной Сибири.
Сведения о пласте и скважине представлены ниже.
Пласт. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . В13
Интервал перфорации, м. . . . . . . . . . . . . . 1627,5 — 1648,0
Пластовое давление, МПа. . . . . . . . . . . . . 15,504
Пластовая температура, °С. . . . . . . . . . . . 17,1
Способ эксплуатации скважины. . . . . . . Фонтанный

Пласт В13 отличается достаточно низкой геолого-геофизической изученностью, поскольку месторождение находится на стадии изучения. Гидродинамические исследования (ГДИ) выполнены в единичных скважинах и характеризуются как оценочные. Например, по исследуемой скважине данные ГДИС, проведенных в 2012 г. после расконсервации, не были приняты геологическими службами для усреднения параметров вследствие нестабильности ее работы и отсутствия промыслово-геофизических исследований по оценке работающей толщины пласта, профилю и составу притока. При этом по оценочным геолого-геофизическим характеристикам объект можно отнести к категории сложных. Наиболее важными осложняющими факторами являются:

• низкая пластовая температура (около 17 °С);
• условно предельно насыщенное состояние нефти в пласте (давление насыщения нефти газом близко к пластовому);
• относительно низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта по данным Государственного баланса запасов РФ (средняя пористость составляет около 7%, проницаемость * 0,0045 мкм2);
• смешанный характер смачиваемости коллектора (присутствуют гидрофильные, гидрофобные прослои, а также породы промежуточной смачиваемости).

Впервые отбор проб пластового флюида был осуществлен в 2013 г. Основные свойства пластовой нефти на 2013 г. представлены в табл. 1.

В 2017 г. были повторно отобраны четыре глу бинные пробы пластового флюида. Результаты оценки их качества приведены в табл. 2. Для выполнения стандартного PVT-анализа и исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов были выбраны пробы 1–3. Проба 4 была дегазирована, стабильная нефть, полученная в результате дегазации, использо валась для определения физико-химических характеристик.

Стандартный PVT-анализ проб проводился согласно ОСТ 153–39.2-048-2003 и М-01.01.03.04-02 «Лабораторные исследований проб пластовых флюидов» на установке PVT 3000-L производства компании Chandler Engineering (США). Подробное описание установки представлено в работе [2]. Были выполнены:

1. выпуск свободного газа до достижения текущего давления насыщения нефти газом по пробам 1 и 2, текущее давление насыщения принято по пробе 3 как условно представительной, поскольку давление насыщения нефти газом в пластовых условиях по ней не превышает давления отбора и хорошо согласуется с данными по исследованиям пластового флюида от 2013 г.);
2. исследование PVT-соотношений при температурах пластовой и 40 °С;
3. однократная сепарация при пластовой температуре;
4. определение вязкости и плотности при пластовой температуре при давлении от 30 МПа до давления насыщения нефти газом.

По сепарированной нефти однократной сепарации проб 1–3 и дегазированной нефти пробы 4 проведено определение массового содержания и температуры плавления парафинов согласно ГОСТ 11851–85, содержания смол и асфальтенов согласно ОСТ153-39.2-048-2003 (приложение И). Фазовое поведение парафинов и асфальтенов исследовалось на установках PVT 3000-L и AWAI–1000 производства компании Sanchez Technologies (Франция). Подробное описание установки AWAI 1000 и методик выполнения исследований представлено в работах [3–5].

Регистрация температуры насыщения нефти парафином и давления насыщения нефти асфальтеном осуществлялась ультразвуковым методом, который заключается в измерении мощности ультразвукового излучения, прошедшего через пробу флюида. В соответствующей ячейке установки PVT 3000-L были размещены источник ультразвукового излучения и датчик, измеряющий мощность и время прохождения ультразвукового сигнала через пробу. При фазовых переходах в нефти появляются твердые частицы, поглощающие ультразвуковой сигнал, что выражается в резком снижении мощности и увеличении времени прохождения сигнала. Термобарические условия, при которых зафиксированы данные изменения, являются условиями фазовых переходов.

Количество и размеры частиц твердой фазы определялись визуальным методом, который заключается в анализе серии снимков пробы флюида, полученных под микроскопом высокого давления установки AWAI 1000. Снимки анализируются с применением программного обеспечения ELLIX, которое фиксирует наличие твердой фазы в поле снимка по пороговым значениям параметров света (цвет, насыщенность и др.) в рассматриваемой области. Групповой состав твердой фазы асфальтенов оценивался гравиметрическим и фильтрационным методами.

Гравиметрический метод заключается в последовательном проведении ряда однократных сепараций флюида в вертикально ориентированной PVT-ячейке при давлениях, выше и ниже давления насыщения нефти асфальтеном [6]. После выпадения асфальтены начинают оседать на дно PVT-ячейки, соответственно содержание их в верхней и нижней частях PVT-ячейки будет различным. Проводя однократную сепарацию при различных давлениях, можно оценить разницу между первоначальным содержанием асфальтенов и их содержанием на ступени давления. Ключевым параметром качественного проведения гравиметрического анализа является время отстаивания пробы на ступени давления. Согласно рекомендациям K. S. Pederson [7] оптимальное время составляет 24 ч на одну точку анализа. Фильтрационный метод позволяет определить количество и групповой состав твердой фазы, взвешенной в потоке флюида. Метод заключается в последовательной сепарации пробы флюида, отфильтрованной при разных термобарических условиях через фильтр высокого давления. Фильтрующий элемент представляет собой металлический диск с размером пор 1–2 мкм, уплотненный фильтровальной бумагой «Синяя лента». По количеству фильтрованной нефти определяется содержание асфальтенов, смол и парафинов.

Результаты исследований

Компонентный состав исследуемых проб представлен в табл. 3, основные результаты стандартного PVT-анализа — в табл. 4.

По результатам стандартного PVT-анализа установлено значительное отклонение коэффициентов сжимаемости нефти по пробам 1 и 2 относительно пробы 3. Расхождение остальных параметров не превышает установленных допусков при исследовании дублирующих проб и достаточно хорошо соотносится с результатами исследований глубинных проб в 2013 г. Экспериментальная фазовая диаграмма проб приведена на рис. 1. Точки температуры насыщения нефти парафином при давлении насыщения нефти газом определены линейной экстраполяцией замеренных значений. Основные результаты исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов представлены в табл. 5.

Как видно из табл. 5, групповой состав исследованных проб существенно различается, что обусловило разницу экспериментально замеренных величин. Разница содержания парафинов в пробах составляет 44,64 — 52,38%. Кроме того, существенно изменяется природа самих парафинов: проба 3 содержала тугоплавкие парафины (температура плавления 64 °С), парафины других проб представлены более легкоплавкими фракциями. Расхождение по температуре плавления выделенных парафинов составляет 10,94 — 15,63%. Наличие в камере пробы 2 отложений объясняет тем, что пробы 1, 2 и 4 были отобраны в зоне выше интервала начала образования парафиновых отложений, в которые переходят наиболее тугоплавкие фракции.

Закономерным следствием таких количественных и качественных различий в парафинах проб является разница в температуре насыщения нефти парафином (при пластовом давлении расхождение от принятого значения составляет 59,47 и 67,69%) и размере частиц парафиновой фазы. На рис. 2 представлены зависимости относительной площади (отношения суммарной площади всех частиц к площади снимка) и количества частиц от температуры, совмещенные с характерными снимками проб (масштаб снимков — 916×554 мкм). Из рис. 2 следует, что более тугоплавкие парафины пробы 4 склонны к образованию единичных крупных агрегатов, которые слипаются в потоке флюида, в то время как парафины проб 1 и 2 образуют большое количество мелких единичных частиц. Известно, что чем больше размеры частиц парафинов, тем более они способны образовывать отложения [8]. Это также подтверждает, что отбор проб 1 и 2 произошел в интервале выше начала образования парафиновых отложений.

Содержание смол в пробах практически постоянно; максимальное расхождение составляет 0,83%. Расхождение в содержании асфальтенов составляет 11,76 — 70,59%. Известно, что асфальтены способны взаимодействовать с поверхностью капель воды [9]. Возможно, низкое содержание асфальтенов в пробе 1 обусловлено наличием воды в камере. По пробе 1 давление насыщения нефти асфальтеном при пластовой температуре зафиксировано не было. Это может быть связанно с наличием большого объема газовой шапки в камере и большим расхождением по количеству асфальтенов в пробе (расхождение по пробе 1 составляет 29,41%). Замеренные давления насыщения нефти асфальтеном по пробам 4 и 2 различаются на 11,84% (разница содержаний асфальтенов в этих пробах составляет 11,76%) и в среднем на 8,9 МПа выше пластового давления, что представляет особый интерес.

Известно, что предельное насыщение нефти парафином в пластовых условиях является распространенным явлением [10]. Относительно асфальтенов сведений о принципиальной возможности и случаях превышении давления насыщения нефти асфальтеном пластового давления в научно-технической литературе авторами не установлено. Для объяснения причин таких результатов необходимо рассмотреть механизмы фазовых переходов асфальтенов.

Один из качественных подходов, объясняющих выпадение асфальтенов при снижении давления пластовой нефти, заключается в следующем. Асфальтены в пластовых флюидах находятся в мелкодисперсном коллоидном состоянии за счет бронирующих оболочек из смол. Асфальтены определяются как вещества, нерастворимые в н-алканах и растворимые в ароматических углеводородах, в то время как смолы растворимы в обоих соединениях. При снижении давления происходит неравномерное расширение фракций нефти: более легкие фракции (газообразные н-алканы) расширяются быстрее, чем тяжелые, что вызывает растворение в них смол. При давлении насыщения нефти асфальтеном происходит нарушение объемного баланса фракций, при котором бронирующие оболочки смол растворяются полностью или частично, приводя к слипанию частичек асфальтенов и их переходу в отдельную фазу [11–13]. Особенностью фазовых переходов асфальтенов является ограниченная обратная растворимость. После выпадения асфальтенов при повышении давления до первоначального значения в растворенное состояние переходит лишь наиболее легкая их часть. Таким образом, изменяется баланс компонентов системы: содержание асфальтенов в нефти становится меньше относительно количества дестабилизирующих алканов и закономерное их выпадение при повторном снижении давления происходит при более высоком давлении. Это подтверждается экспериментально. Так, A. Hammami в работе [14] приводит следующие результаты исследований нефти Мексиканского залива. При изотермическом снижении давления было зафиксировано давление насыщения нефти асфальтеном, равное 55,7 МПа. После повышения давления до пластового и гомогенизации пробы давление насыщения нефти асфальтеном увеличилось на 7 МПа.

Следовательно, если в камере пробоотборника с пробой нефти давление было снижено ниже пластового, то определение по результатам исследований выпадения асфальтенов теряет смысл. Для предотвращения выпадения асфальтенов в процессе отбора и транспортировки проб необходимо применять технологии однофазного отбора [15].

Массовое содержание асфальтенов, выпавших в интервале давлений от давления насыщения нефти асфальтеном до 14,5 МПа при пластовой температуре, по пробе 3 составляет 0,06% количества исходной нефти, что равно 35,3% содержания всех асфальтенов, находящихся в нефти. Выпадение асфальтенов в пробе 2 более существенно, их массовая доля составляет 0,09%, что на 60% отличается от результатов пробы 3.

Заключение

В работе проиллюстрировано, насколько результаты исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов зависят от качества отобранных глубинных проб.

Достаточно хорошая сходимость PVT-свойств пластовой нефти по результатам исследований глубинных проб, отобранных в 2013 и 2017 гг., свидетельствует о том, что режим эксплуатации скважины и процедура выпуска свободного газа позволяют обеспечить качество проб, пригодных для проведения стандартных PVT-исследований. Таким образом, отбор флюидов в условиях многофазного потока при невозможности применения других методов, может быть приемлемым для проведения стандартного PVT-анализа. Однако исследовать фазовое поведение парафинов и асфальтенов при этом не представляется возможным. Разница содержания асфальтенов, парафинов и смол как в пробах разных лет, так и в дублирующих пробах одного отбора свидетельствует о нестабильности этих компонентов в нефти исследуемого объекта и необходимости в первую очередь качественного отбора проб для исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов. С точки зрения чувствительности к качеству пробы исследования по направлению «Обеспечение потока» являются одними из наиболее сложных и ответственных. Для масштабной реализации таких исследований необходимо пересмотреть отношение и подходы к отбору проб и обеспечению их качества.

Список литературы

1. Sloah D., Koh C., Sum A. K. Natural gas hydrates in flow assurance. — Gulf Professional Publishing, 2010. — 213 с.
2. Особенности взаимодействия сжиженного углекислого газа с высоковязкой нефтью / А. А. Лобанов [и др.]. — Ч. I. Объемное и фазовое
3. поведение смесей // Нефтепромысловое дело. — 2018. — Т. 4. — С. 24–30.
4. Золотухин А.Б., Лобанов А.А., Пустова Е. Ю. Исследования фазовых переходов асфальтенов в пластовых углеводородных флюидах //
5. Нефтепромысловое дело. — 2017. — № 5. — С. 39–45.
6. Особенности взаимодействия сжиженного углекислого газа с высоковязкой нефтью. Ч. IV. Седиментация сложных
7. структурных единиц тяжелой фазы / А. А. Лобанов [и др.]. // Нефтепромысловое дело. 2018. — Т. 7. — С. 29–39.
8. Лобанов А.А., Пустова Е.Ю., Золотухин А. Б. Исследование фазового поведения парафинов в пластовых углеводородных флюидах //
9. Вестник Северного (Арктического) федерального университета. Сер. Естественные науки. — 2016. — № 4. — С. 75–83.
10. Asphaltenes-problematic but rich in potential / К. Akbarzadeh [et al.] // Oilf. Rev. — 2007. — Т. 19. — № 2. — С. 22–43.
11. Pedersen K.S., Christensen P.L., Shaikh J. A. Phase behavior of petroleum reservoir fluids. — CRC Press, 2015. — 462 с.
12. Тронов В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. — М.: Недра, 1969. — 192 с.
13. Abdel-Raouf M.E. S. Crude Oil Emulsions: Composition Stability and Characterization. — InTech. — 2012. — 677 с.
14. Муллаев Б. Проектирование и оптимизация технологических процессов в добыче нефти. Т. 1. — М.: Мультимедийное издательство Стрельбицкого,
15. 2016. — 533 с.
16. Ahmed T. Equations of state and PVT analysis. — Houston: Gulf Publishing Company, 2007. — 562 с.
17. Leontaritis K.J., Mansoori G. A. Asphaltene flocculation during oil production and processing: A thermodynamic collodial model // SPE 16258-MS. — 1987.
18. Mullins O. C. Asphaltenes, heavy oils, and petroleomics. — Springer Science & Business Media, 2007. — 677 с.
19. Asphaltene Precipitation from Live Oils: An Experimental Investigation of Onset Conditions and Reversibility / A. Hammami A. [et al.] //
20. Energy & Fuels. — 2000. — Т. 14. — № 1. — С. 14–18.
21. Jamaluddin A., Ross B., Hashem M. Single-phase Reservoir Sampling: Is it Nessesary or Luxury // 1999CSPG and Petroleum Society Joint Convention.
22. Calgary, 1999.

References

1. Sloah D., Koh C., Sum A.K., Natural gas hydrates in flow assurance, Gulf Professional Publishing, Elsevier, 2010, 213 p.
2. Lobanov A.A. et al., Peculiarities of interaction of liquefied carbon-dioxide gas with high-viscous oil. Part I. Mixtures volume and phase behavior (In Russ.), Neftepromyslovoe delo, 2018, v. 4, pp. 24–30.
3. Zolotukhin A.B., Lobanov A.A., Pustova E.Yu., Researches of asphaltenes phase transitions in reservoir hydrocarbon fluids (In Russ.), Neftepromyslovoe delo, 2017, no. 5, pp. 39–45.
4. Lobanov A.A. et al., Peculiarities of interaction of liquefied carbon dioxide gas with high-viscous oil. Part 3. Sedimentation of complex structural units of the system (In Russ.), Neftepromyslovoe delo, 2018, v. 7, pp. 29–39.
5. Lobanov A.A., Pustova E.Yu., Zolotukhin A.B., Wax phase behavior in reservoir hydrocarbon fluids (In Russ.), Vestnik Severnogo (Arkticheskogo) federal’nogo universiteta. Seriya: Estestvennye nauki, 2016, no. 4, pp. 75–83.
6. Akbarzadeh K. et al., Asphaltenes — problematic but rich in potential, Oilf. Rev., 2007, v. 19, no. 2, pp. 22–43.
7. Pedersen K.S., Christensen P.L., Shaikh J.A., Phase behavior of petroleum reservoir fluids, CRC Press, 2015, 462 p.
8. Tronov v. P., Mekhanizm obrazovaniya smolo-parafinovykh otlozheniy i bor’ba s nimi (Mechanism of formation of resin-paraffin deposits and its control), Moscow: Nedra Publ., 1970, 192 p.
9. Abdel-Raouf M.E.S., Crude oil emulsions: Composition stability and characterization, InTech, 2012, 677 p.
10. Mullaev B., Proektirovanie i optimizatsiya tekhnologicheskikh protsessov v dobyche nefti (Design and optimization of technological processes in oil production), Part 1, Moscow: Mul’timediynoe izdatel’stvo Strel’bitskogo, 2016, 533 p.
11. Ahmed T., Equations of state and PVT analysis, Houston: Gulf Publishing Company, 2007, 562 p.
12. Leontaritis K.J., Mansoori G.A., Asphaltene flocculation during oil production and processing: A thermodynamic collodial model, SPE 16258-MS, 1987.
13. Mullins O.C., Asphaltenes, heavy oils, and petroleomics, Springer Science & Business Media, 2007, 677 p.
14. 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.
15. Jamaluddin A., Ross B., Hashem M., Single-phase reservoir sampling: is it nessesary or luxury, 1999CSPG and Petroleum Society Joint Convention, Calgary, 1999.