Search

Актуальность. Все технологические процессы, происходящие в пласте, стволе скважины и в системе сбора и подготовки нефти, газа и газоконденсата, требуют знания физико-химических свойств добываемой скважинной продукции. С этими параметрами связаны запасы углеводородов, изменение состава пластовой смеси, темп вторжения воды в залежь, парциальное давление отдельных компонентов, конструкция скважин, гидравлические потери, подбор оптимального режима эксплуатации и т. д. Все технологические процессы добычи, сбора, подготовки и транспортировки сопровождаются непрерывным изменением давления и температуры, которые непосредственно влияют на свойства продукции, "PVT-свойства". Отсутствие представлений о физико-химических свойствах и фазовых превращениях, протекающих при изменении термобарических условий в многокомпонентных системах, приводят к принятию неверных технологических решений, возникновению осложнений в процессе эксплуатации скважин и, как следствие, снижению эффективности разработки месторождения. Поэтому так важно уметь прогнозировать изменение давления и температуры и рассчитывать PVT-свойства по пути движения флюидов. Целью данной работы является расчет и анализ изменения PVT-свойств добываемой продукции и температуры по длине скважины. Методы. Для расчета плотности и вязкости нефти, объемного коэффициента нефти, растворимости и коэффициента сверхсжимаемости применена методика М. Б. Стэндинга, разработанная в США в результате многочисленных исследований проб нефти и газа, для расчета кривой изменения температуры по глубине скважины был использован метод И. Н. Алвеса. Выводы. Растворимость газа линейно увеличивается с ростом давления, который также вызывает увеличение газосодержания и, соответственно, объемного коэффициента. В свою очередь, повышение газосодержания нефти приводит к плавному снижению плотности. С ростом температуры по стволу скважины происходит снижение вязкости нефти. Изменение термобарических условий обуславливает снижение коэффициента сверхсжимаемости по глубине скважины. Методика Алвеса не позволяет точно спрогнозировать изменение температуры по стволу скважины, что объясняется сложностью учета теплофизических свойств горных пород и флюидов. All technological processes occurring in the reservoir, wellbore and in the system for collecting and preparing oil, gas and gas condensate require knowledge of the physicochemical properties of the well production. These parameters are associated with hydrocarbon reserves, changes in composition of the reservoir mixture, the rate of water intrusion into the reservoir, partial pressure of individual components, well construction, hydraulic losses, selection of the optimal operation mode, etc. All technological processes of extraction, collection, preparation and transportation are accompanied by continuous changes in pressure and temperature, which directly affect the properties of products, "PVT-properties". The lack of ideas about the physicochemical properties and phase transformations occurring when the temperature and pressure conditions change in multicomponent systems leads to adoption of incorrect technological decisions, occurrence of complications during the well operation and, consequently, decrease in the efficiency of field development. Therefore, it is important to be able to predict the change in pressure and temperature and calculate the PVT-properties along the fluid flow path. The aim of this work is to calculate and analyze changes in the PVT-properties of the produced products and the temperature along the well length. Methods. The Standing method, developed in the USA as a result of numerous studies of oil and gas samples, was used to calculate oil density and viscosity, oil volume factor, solubility, and supercompressibility factor; the Alves method was used to calculate the temperature change curve over the well depth. Findings. The solubility of gas increases linearly with rising pressure, which also leads to growth in gas content and, accordingly, the volume factor. The increase in oil gas content results in its turn in density gradual decrease. Temperature grows along the wellbore leads to decrease of oil viscosity. The development of analytical methods for predicting temperature in a well over depth is complicated by the need to take into account the thermophysical properties of rocks, reservoir fluids, which have to be neglected, as is the case with the Alves method. This inevitably results in discrepancies between actual and theoretical temperature values.