Влияние качества глубинных проб на результаты исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов пластовой нефти

В работе проиллюстрировано влияние качества глубинных проб на результаты исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов пластовой нефти. Сравнивались результаты исследований условно представительной пробы пластовой нефти и глубинных проб, отобранных в условиях многофазного потока, что повлекло за собой попадание в камеры пробоотборников различного объема свободного газа, пластовой воды и твердой фазы асфальтенов, смол и парафинов. По каждой пробе был проведен комплекс PVT-исследований согласно ОСТ 153-39.2-048-2003 и Стандарта ПАО «Газпромнефть» М-01.01.03.04-02 «Лабораторные исследований проб пластовых флюидов» (исследование PV-соотношений, однократное разгазирование, определение вязкости и плотности) и исследование фазового поведения парафинов и асфальтенов методами акустического резонанса (регистрация момента фазового перехода), микроскопии высокого давления (определение количества и геометрических размеров частиц твердой фазы), гравиметрическим и фильтрационным методами (определение группового состава твердой фазы). Для подготовки глубинных проб нефти в камерах была проведена процедура выпуска свободного газа до текущего давления насыщения нефти газом. По результатам анализов выявлено, что процедура выпуска свободного газа влияет на PVT-характеристики проб незначительно: расхождение основных экспериментально определенных параметров не превышало допуски ОСТ 153- 39.2-048-2003, однако такие пробы непригодны к исследованиям фазового поведения парафинов и асфальтенов, поскольку расхождения различных параметров (содержание асфальтенов, смол и парафинов, температура насыщения нефти парафином, давление насыщения нефти асфальтеном и др.) достигает 70 %. Следует учитывать, что в случае необходимости подобного рода исследований геологической службой недропользователя совместно со специалистами научно-технических центров, а также подрядных организаций, осуществляющих как отбор проб, так и лабораторные исследования, необходимо особенно тщательно прорабатывать план работ в скважине и контролировать процедуры подготовки скважины и отбора проб.
Исследования проводились на оборудовании Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета имени М.В. Ломоносова (ИТЦ АНГЛИ С(А)ФУ).

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 поведение смесей // Нефтепромысловое дело. – 2018. – Т. 4. – С. 24–30.

3. Золотухин А.Б., Лобанов А.А., Пустова Е.Ю. Исследования фазовых переходов асфальтенов в пластовых углеводородных флюидах // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 5. – С. 39–45.

4. Особенности взаимодействия сжиженного углекислого газа с высоковязкой нефтью. Ч. IV. Седиментация сложных структурных единиц тяжелой фазы / А.А. Лобанов [и др.]. // Нефтепромысловое дело. 2018. – Т. 7. – С. 29–39.

5. Лобанов А.А., Пустова Е.Ю., Золотухин А.Б. Исследование фазового поведения парафинов в пластовых углеводородных флюидах // Вестник Северного (Арктического) федерального университета. Сер. Естественные науки. – 2016. – № 4. – С. 75–83.

6. Asphaltenes-problematic but rich in potential / К. Akbarzadeh [et al.] // Oilf. Rev. – 2007. – Т. 19. – № 2. – С. 22–43.

7. Pedersen K.S., Christensen P.L., Shaikh J.A. Phase behavior of petroleum reservoir fluids. – CRC Press, 2015. – 462 с.

8. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1969. – 192 с.

9. Abdel-Raouf M.E.S. Crude Oil Emulsions: Composition Stability and Characterization. – InTech. – 2012. – 677 с.

10. Муллаев Б. Проектирование и оптимизация технологических процессов в добыче нефти. Т. 1. – М.: Мультимедийное издательство Стрельбицкого, 2016. – 533 с.

11. Ahmed T. Equations of state and PVT analysis. – Houston: Gulf Publishing Company, 2007. – 562 с.

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 с.

14. Asphaltene Precipitation from Live Oils: An Experimental Investigation of Onset Conditions and Reversibility / A. Hammami A. [et al.] // Energy & Fuels. – 2000. – Т. 14. – № 1. – С. 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.