Оценка степени загрязнения и восстановление композиционного состава проб нефти, содержащих фильтрат бурового раствора на углеводородной основе
Автор: Польская Н.Н., Самойленко А.Ю., Чухнин Д.А., Ермоловский А.В., Колесникова Е.В., Хамзина Н.А.
Журнал: Геология нефти и газа.
Рубрика: Экология и проблемы освоения нефтяных и газовых месторождений
Статья в выпуске: 6, 2024 года.
Бесплатный доступ
Актуальность статьи обусловлена необходимостью получения сведений об истинном компонентном составе нефтей, загрязненных фильтратом бурового раствора на углеводородной основе. В данной статье проанализированы методы оценки загрязнения проб флюидов раствора на углеводородной основе. Рассмотрено два метода количественной оценки степени загрязнения пластового флюида: метод удаления загрязнений (Skimming Method) и метод вычитания (Subtraction Method). Методом хроматографического анализа нефти определялось мольное содержание углеводородов в загрязненной пробе нефти и раствора на углеводородной основе и по пропорции вычислялась доля базового масла бурового раствора. Для определения степени загрязнения нефти готовились искусственные смеси нефти с раствором на углеводородной основе. По экспериментальным данным рассчитывалась степень загрязненности методом удаления и методом вычитания. При оценке степени загрязнения лучший результат получен методом удаления, в то же время с помощью метода вычитания можно получить восстановленный композиционный состав пластового углеводорода. Отмечено, что оба метода необходимо использовать совместно. Чтобы определить условия применимости изученных методов и оценить степень соответствия восстановленного флюида пластовому, требуется провести дополнительные исследования на образцах пластовых флюидов, которые были загрязнены фильтратами раствора на основе дизельного топлива, сырой нефти и других углеводородов.
Математическое моделирование очистки состава нефти, загрязнение проб флюидов, фильтрат бурового раствора на углеводородной основе, метод удаления загрязнений, метод вычитания, испытание скважин в открытом стволе, восстановление композиционного состава
Короткий адрес: https://sciup.org/14134982
IDR: 14134982 | УДК: 54.064 | DOI: 10.47148/0016-7894-2024-6-85-90
Oil samples containing hydrocarbon-based mud filtrate: assessment of contamination level and fluid composition restoration
The urgency of the work is determined by the need to obtain information on the true component composition of oils contaminated with hydrocarbon-based mud (OBM) filtrate. The authors discuss methods used to analyse contamination of OBM fluid samples. Two methods of quantitative assessment of formation fluid contamination are considered, they are: Skimming Method and Subtraction Method. Oil chromatography was used to determine hydrocarbon molar content in contaminated sample of oil and hydrocarbon-based mud, and the proportion of base oil in drilling mud was calculated according to the proportion. In order to determine oil contamination level, synthetic mixes of oil and hydrocarbon-based mud were prepared. Based on experimental data, contamination level was calculated using Skimming Method and Subtraction Method. Skimming Method showed the best result in contamination level assessment, while the Subtraction Method allows obtaining the restored formation fluid composition. It is shown that both methods need to be used together. In order to determine the applicability of the methods considered and to estimate the degree of restored and formation fluid matching, further investigations with formation fluid samples contaminated with filtrate of hydrocarbon-based (diesel-oil, crude and other hydrocarbon) mud are required.
Текст научной статьи Оценка степени загрязнения и восстановление композиционного состава проб нефти, содержащих фильтрат бурового раствора на углеводородной основе
Недостаточность и неточность информации о свойствах пластовых флюидов приводит к неопределенности при оценке запасов и прогнозе добычи нефти. [1]. В значительной степени на свойства пластовых нефтей и газов влияет композиционный состав. Примеси техногенных жидкостей на УВ основе влияют на результаты исследований пластовых флюидов [2].
Основными загрязнителями пластовых нефтей и газов являются фильтраты буровых растворов на УВ основе, которые широко применяются при бурении [3]. В процессе бурения создается репрессия, при которой фильтрат бурового раствора проникает в пласт вблизи ствола скважины. При отборе проб пластовой нефти во время испытания скважины в открытом стволе в пробоотборник, наряду с пластовыми УВ, чаще всего попадает также и фильтрат бурового раствора, который влияет на состав и качество пробы пластового флюида. Ситуация особенно осложняется, когда на морских месторождениях исследование скважины выполняется только в открытом стволе с ее последующей консервацией. Пробы, отобранные в таких условиях, нуждаются в особом подходе, который предусматривает: 1) проведение исследований термофизических свойств пластового продукта (фазовое поведение, измерение вязкости и плотности); 2) определение степени загрязнения флюида; 3) восстановление компонентного состава; 4) математическое моделирование фазового поведения пластового флюида с применением специальных программных комплексов.
В данной статье рассмотрены вопросы оценки степени загрязнения проб нефти и возможности восстановления ее композиционного состава.
Методы оценки степени загрязнения флюидов
Существуют качественные и количественные методы оценки загрязнения проб флюидов буровыми растворами на УВ основе (РУО). Пример качественной оценки показан в работе [2], где загрязненность флюида объясняется изменением физико-химических свойств и результатами газожидкостной хроматографии УВ.
Количественную оценку можно выполнить, применяя расширенный хроматографический анализ нефти. На хроматограммах нефти, загрязненной буровым раствором, наблюдается присутствие техногенных УВ, пики которых накладываются на пики пластовых флюидов и во много раз могут превышать их по интенсивности. Используя хроматографию и интегрирование, можно рассчитать отдельно техногенные и нефтяные составляющие.
Ф. Гозалпур с коллегами [4, 5] и еще ряд авторов [6] разработали два метода количественной оценки степени загрязнения пластового флюида: метод удаления загрязнений (Skimming Method) и метод вычитания (Subtraction Method).
В основе обоих подходов лежит утверждение о том, что концентрация (мольная доля) компонентов пластовых флюидов (естественно существующих УВ) начиная с С8 и вышекипящей части и их соответствующие молекулярные массы (или углеродные числа) следуют экспоненциальной зависимости убывания:
zi = exp (AM i + B) = exp (A`C i + B`), (1)
где z i , M i и C i — мольная концентрация, молекулярная масса и углеродное число компонента i для C i ≥ 8; A, B, A` и B` — регулируемые (подбираемые) коэффициенты.
На рисунке представлены зависимости мольной концентрации от молекулярной массы в полулогарифмических координатах для сепарированной нефти.
Согласно вышеприведенному утверждению, график зависимости мольной концентрации флюида от молекулярной массы в полулогарифмических координатах должен иметь вид прямой линии. Отклонение от прямой свидетельствует о присутствии во флюиде техногенной составляющей. Чем больше график зависимости отклоняется от прямой, тем больше техногенной составляющей содержится во флюиде (см. рисунок B).
На рисунке B представлена зависимость мольной концентрации от молекулярной массы УВ нефти в смеси с РУО со степенью загрязнения 17,1 %. РУО содержит в своем составе преимущественно УВ от С13 до С20 (молярная масса 175-275 г). Это согласуется с тем, что отклонение зависимости от прямой наблюдается на участке между указанными значения молярной массы компонентов.
Метод удаления загрязнений (Skimming Method)
Процедура исследования методом удаления загрязнения заключается в следующем:
-
1) проводится хроматографический анализ сепарированной нефти с определением мольных концентраций компонентов по ГОСТу Р 542912010 [7];
-
2) строится зависимость мольной концентрации от молекулярной массы в полулогарифмических координатах и определяется диапазон, в котором точки отклоняются от прямой;
-
3) по точкам, не отклоняющимся от прямой, проводится кривая зависимости мольной концентрации от молярной массы в полулогарифмических координатах;
-
4) определяется уравнение линии тренда и на его основе рассчитываются мольные концентрации;
-
5) проводится вычитание из исходных мольных концентраций. В диапазоне С8-С30 вычитаются концентрации, полученные (1), рассчитанные по уравнению (4);
-
6) рассчитывается сумма разностей (5), которая численно равна степени загрязнения пробы РУО.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА № 6' 2024
ЭКОЛОГИЯ И ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рисунок.
Figure.
Зависимость мольной концентрации от молекулярной массы Molar concentration as a function of molecular weight
Молярная масса, г/моль
Молярная масса, г/моль
A — УВ, B — в полулогарифмических координатах сепарированной нефти, загрязненной РУО
A — HC, B — in semi-log coordinates; separated oil contaminated with OBM
Метод вычитания (Subtraction Method)
Материальный баланс для каждого компонента (C8-C 30 ) рассчитывается по уравнению баланса массы:
z i = my i + (1- m ) x i , (2) где z i , у , и x, — мольные концентрации i -го компонента в загрязненном флюиде, в РУО и пластовом флюиде; m и (1- m ) количество молей РУО и пластовых УВ в загрязненном флюиде.
Соответственно из уравнения (2) получаем:
x i = ( z i – my i )/(1- m ). (3)
Мольные концентрации загрязненного флюида Zi и фильтрата бурового раствора у, известны. Концентрацию нативного УВ xi получают из уравнения (3). Далее вычисленные значения подставляют в уравнение (1) и перебором значений степени загрязнения m получают наилучшее соответствие функции распределения концентраций УВ с экспоненциальным затуханием при максимальном значении коэффициента достоверности аппроксимации (R2). С помощью данного метода можно получить не только степень загрязнения флюида, но и исходный компонентный состав пластового флюида.
Экспериментальная часть
Для определения степени загрязнения нефти компонентами фильтрата бурового раствора авторы статьи использовали оба описанных выше метода.
Для этого приготовили искусственную смесь нефти с РУО со степенью загрязнения 8,4, 17,1, 26,1, 35,4 и 45,2 %. Затем провели анализ смесей по ГОСТу Р 54291–2010, после чего рассчитали степень загрязнения. Результаты расчетов представлены в табл. 1.
Полученные данные свидетельствуют о том, что для оценки степени загрязнения нефти фильтратом бурового раствора более предпочтителен метод удаления загрязнения (Skimming Method).
Далее для смеси со степенью загрязнения 17,1 % была математически рассчитана очистка состава
88 ECOLOGY AND PROBLEMS OF OIL AND GAS DEPOSITS DEVELOPMENT
Табл. 1. Результаты расчетов степени загрязнения нефти фильтратом бурового раствора
Tab. 1. Results of calculation of the level of oil contamination by drill mud filtrate
|
Номер смеси |
Исходная смесь |
Метод удаления загрязнений (Skimming Method) |
Метод вычитания (Substruction Method) |
||||
|
Значение, % |
Δ1 |
Σ2 |
Значение, % |
Δ1 |
Σ2 |
||
|
1 |
8,4 |
7,7 |
0,7 |
8,9 |
7,1 |
1,3 |
18,1 |
|
2 |
17,1 |
17,1 |
0 |
0 |
15,5 |
1,6 |
10,2 |
|
3 |
26,1 |
26,8 |
0,7 |
2,7 |
18,4 |
7,7 |
41,8 |
|
4 |
35,4 |
36,9 |
1,5 |
3,9 |
31,2 |
4,2 |
13,6 |
|
5 |
45,2 |
44,6 |
0,6 |
1,3 |
39,2 |
6 |
15,2 |
1 — абсолютная погрешность; 2 — относительная погрешность
1 — absolute error; 2 — relative error
Табл. 2. Результаты математического моделирования очистки состава нефти Tab. 2. Results of mathematical modelling of oil treatment
|
Содержание |
Исходная нефть |
Фильтрат бурового раствора |
Загрязненный флюид (17,1 %) |
Восстановленный флюид |
|
|
Степень загрязрения, рассчитаная по методу вычитания |
Степень загрязнения, рассчитаная по методу удаления |
||||
|
% |
% |
% |
% |
% |
|
|
Метан |
0,006 |
0,001 |
0,005 |
0,005 |
0,005 |
|
Этан |
0,121 |
0,001 |
0,094 |
0,111 |
0,113 |
|
Пропан |
0,729 |
0 |
0,58 |
0,686 |
0,7 |
|
i -бутан |
0,529 |
0 |
0,427 |
0,505 |
0,515 |
|
h -бутан |
1,97 |
0 |
1,588 |
1,879 |
1,915 |
|
i -пентан |
1,565 |
0,001 |
1,293 |
1,53 |
1,559 |
|
h -пентан |
2,856 |
0,001 |
2,339 |
2,768 |
2,821 |
|
psC 6 |
6,224 |
0,007 |
5,136 |
6,077 |
6,194 |
|
psC 7 |
8,989 |
0,031 |
7,449 |
8,81 |
8,979 |
|
psC 8 |
10,798 |
0,151 |
9,031 |
10,66 |
10,862 |
|
psC 9 |
9,053 |
0,324 |
7,502 |
8,818 |
8,982 |
|
psC 10 |
7,729 |
0,579 |
6,231 |
7,267 |
7,397 |
|
psC 11 |
5,773 |
1,569 |
5,089 |
5,735 |
5,815 |
|
psC 12 |
4,731 |
4,156 |
4,741 |
4,848 |
4,862 |
|
psC 13 |
4,533 |
9,822 |
5,467 |
4,668 |
4,568 |
|
psC 14 |
4,068 |
14,94 |
6,023 |
4,387 |
4,184 |
|
psC 15 |
3,75 |
16,615 |
6,052 |
4,115 |
3,873 |
|
psC 16 |
2,961 |
14,787 |
5,188 |
3,427 |
3,207 |
|
psC 17 |
2,758 |
17,252 |
4,525 |
2,19 |
1,899 |
|
psC 18 |
2,403 |
9,35 |
3,787 |
2,767 |
2,64 |
|
psC 19 |
2,119 |
5,837 |
3,146 |
2,653 |
2,592 |
|
psC 20 |
1,803 |
2,74 |
1,981 |
1,842 |
1,824 |
|
psC 21 |
1,527 |
1,039 |
1,495 |
1,579 |
1,589 |
|
psC 22 |
1,363 |
0,394 |
1,223 |
1,375 |
1,394 |
|
psC 23 |
1,204 |
0,157 |
1,024 |
1,183 |
1,203 |
|
psC 24 |
1,068 |
0,09 |
0,906 |
1,056 |
1,075 |
|
psC 25 |
0,954 |
0,066 |
0,825 |
0,964 |
0,982 |
|
psC 26 |
0,839 |
0,046 |
0,73 |
0,855 |
0,871 |
|
psC 27 |
0,794 |
0,028 |
0,675 |
0,794 |
0,809 |
й ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА № 6' 2024
ЭКОЛОГИЯ И ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
методом вычитания (Substruction Method). Концентрация компонентов пластового флюида рассчитывалась по формуле (3). Результаты представлены в табл. 2.
При восстановлении компонентного состава нефти с использованием в расчете степени загрязнения флюида, полученного по методу удаления загрязнения, можно получить более точное содержание УВ.
Выводы
1. Для оценки степени загрязнения нефти фильтратом бурового раствора лучший результат получен методом удаления загрязнения (Skimming Method).
-
2. Методом вычитания (Subtraction Method) можно восстановить компонентный состав пластового флюида.
-
3. Метод удаления загрязнения и метод вычитания необходимо использовать совместно: по первому определять степень загрязнения флюида, а по второму восстанавливать композиционный состав.
-
4. Для установления условий применимости рассмотренных методов и определения степени соответствия восстановленного флюида пластовому необходимо продолжить исследования с пробами пластовых флюидов, загрязненных фильтратами РУО на основе дизельного топлива, сырых нефтей и других УВ.
Табл. 2, окончание Tab. 2, end.
|
Содержание |
Исходная нефть |
Фильтрат бурового раствора |
Загрязненный флюид (17,1 %) |
Восстановленный флюид |
|
|
Степень загрязрения, рассчитаная по методу вычитания |
Степень загрязнения, рассчитаная по методу удаления |
||||
|
% |
% |
% |
% |
% |
|
|
psC 28 |
0,722 |
0,003 |
0,579 |
0,684 |
0,697 |
|
psC 29 |
0,641 |
0,006 |
0,546 |
0,646 |
0,658 |
|
psC 30 |
0,576 |
0,001 |
0,473 |
0,559 |
0,57 |
|
Остаток |
4,844 |
0,003 |
3,851 |
4,557 |
4,645 |
|
Всего |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
