Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений

Кратко о главном

Конденсат выпадает у скважины, как только забойное давление ниже точки росы. Поток всё время приносит новый газ, и насыщенность растёт, пока жидкость не начнёт двигаться: в установившемся потоке отношение $k_{rg}/k_{ro}$ задают свойства газа, а насыщенность оказывается в разы выше, чем в опыте при постоянном объёме.
Часть депрессии ниже точки росы «работает» с понижающим множителем — подвижностью смеси в зоне конденсата по отношению к подвижности газа; в примере урока множитель около 0,23, и скважина теряет почти две трети дебита.
Парафин кристаллизуется ниже температуры начала кристаллизации (WAT) и растёт на холодных стенках; ниже температуры застывания нефть перестаёт течь. В пласте он выпадает, если пласт охладить, — например, закачкой холодной воды.
Асфальтены теряют устойчивость при снижении давления выше давления насыщения, сильнее всего — около него, а ниже снова растворяются. Чаще страдают лёгкие сильно недонасыщенные нефти с малым содержанием асфальтенов, чем тяжёлые.
Гидраты образуются из свободной воды и лёгких газов при высоком давлении и низкой температуре — прежде всего за штуцером и в шлейфах.
Вблизи критической точки свойства меняются резко; при сверхвысоких давлениях газ плотен, $Z$ больше единицы, а разница плотностей газа и нефти мала. В высоких залежах газовый фактор и давление насыщения меняются с глубиной.

Ключевые соотношения

\frac{k_{rg}}{k_{ro}} = \frac{\mu_g}{\mu_o}\left(\frac{1}{V_{ro}} - 1\right)

зона у скважины, где текут и газ, и конденсат

\frac{q}{q_0} = \frac{(p_e - p_d) + m\,(p_d - p_{wf})}{p_e - p_{wf}}

доля дебита, сохраняющаяся при конденсатной блокаде (двухзонная оценка)

r_T = \sqrt{\frac{V_{\text{зак}}\,(\rho c)_w}{\pi h\,(\rho c)_{\text{п}}}}

радиус зоны, охлаждённой закачкой воды

\text{CII} = \frac{w_{\text{нас}} + w_{\text{асф}}}{w_{\text{аром}} + w_{\text{смол}}}

индекс коллоидной неустойчивости по групповому составу

Где чаще всего ошибаются

Оценивать насыщенность конденсатом у скважины по кривой выпадения из опыта при постоянном объёме: у забоя она в разы выше.
Считать, что газоконденсатной залежи ничего не грозит, пока пластовое давление выше точки росы: блокада возникает у скважины, как только забойное давление опускается ниже неё.
Путать температуру начала кристаллизации парафина с температурой застывания: первая заметно выше, и отложения начинаются задолго до застывания.
Считать асфальтены проблемой только тяжёлых нефтей.
Принимать $Z \approx 1$ для газа при давлениях 70–100 МПа: там он заметно больше единицы.

После урока вы сможете

объяснить, почему у забоя газоконденсатной скважины насыщенность конденсатом намного выше, чем в лабораторном опыте, и оценить потерю продуктивности от конденсатной блокады;
описать, где и когда выпадает парафин, отличать температуру начала кристаллизации от температуры застывания и оценить зону пласта, охлаждённую закачкой холодной воды;
объяснить, почему асфальтены выпадают выше давления насыщения и почему лёгкие недонасыщенные нефти опаснее тяжёлых; найти интервал НКТ, где они неустойчивы, и рассчитать индекс коллоидной неустойчивости;
назвать условия образования гидратов, способы их изучения и предупреждения;
описать особенности околокритических флюидов и флюидов высоких давлений и оценить ошибку от пренебрежения коэффициентом сверхсжимаемости;
объяснить, как и почему состав флюида меняется с глубиной и что это значит для запасов и отбора проб.

Где флюид создаёт осложнения

Путь продукции от пласта до сепаратора — это снижение давления и, начиная с забоя, снижение температуры. На этом пути флюид пересекает границы фазовых областей: давления насыщения и точки росы (Фазовое поведение: чистые вещества и двухкомпонентные смеси), а для твёрдых фаз — границы выпадения парафина, асфальтенов и гидратов. Где именно путь их пересечёт, зависит от состава флюида и от режима работы скважины, поэтому одни и те же явления на одном месторождении мешают, а на другом нет.

СхемаКарта осложнений на диаграмме «давление — температура» (схема, не в масштабе; шкала давления нелинейная): давление насыщения нефти, область неустойчивости асфальтенов вокруг него, температура начала кристаллизации парафина (WAT), кривая образования гидратов и путь продукции от пласта через НКТ и устье к сепаратору.

Явления этого урока

Явление: Ретроградная конденсация
Что его вызывает: давление газоконденсата ниже точки росы
Где проявляется: у забоя, затем в пласте
Чем грозит: падение продуктивности, потери конденсата

Явление: Парафин
Что его вызывает: температура ниже температуры начала кристаллизации
Где проявляется: НКТ, шлейфы, трубопроводы; пласт при охлаждении
Чем грозит: сужение труб, застывание при остановке

Явление: Асфальтены
Что его вызывает: снижение давления выше давления насыщения, смешение с газом или лёгкой нефтью, кислота
Где проявляется: НКТ, призабойная зона, оборудование
Чем грозит: отложения, которые трудно растворить

Явление: Гидраты
Что его вызывает: вода и лёгкий газ при высоком давлении и низкой температуре
Где проявляется: за штуцером, шлейфы, арматура
Чем грозит: пробки, остановка потока

Явление: Околокритические флюиды и высокие давления
Что его вызывает: состав и условия близки к критическим; давления 70 МПа и выше
Где проявляется: пласт, пробы, расчёты
Чем грозит: ошибки в типе флюида и запасах

Явление	Что его вызывает	Где проявляется	Чем грозит
Ретроградная конденсация	давление газоконденсата ниже точки росы	у забоя, затем в пласте	падение продуктивности, потери конденсата
Парафин	температура ниже температуры начала кристаллизации	НКТ, шлейфы, трубопроводы; пласт при охлаждении	сужение труб, застывание при остановке
Асфальтены	снижение давления выше давления насыщения, смешение с газом или лёгкой нефтью, кислота	НКТ, призабойная зона, оборудование	отложения, которые трудно растворить
Гидраты	вода и лёгкий газ при высоком давлении и низкой температуре	за штуцером, шлейфы, арматура	пробки, остановка потока
Околокритические флюиды и высокие давления	состав и условия близки к критическим; давления 70 МПа и выше	пласт, пробы, расчёты	ошибки в типе флюида и запасах

Изменение состава с глубиной — не осложнение потока, а свойство залежи; о нём — в конце урока.

Все эти явления изучают в лаборатории на тех же пробах, что и обычные PVT-свойства, — специальными опытами, которые заказывают отдельно: температура начала кристаллизации и застывания, групповой состав, давление начала выпадения асфальтенов, кривая гидратообразования. Если таких опытов в отчёте нет, это пробел, который записывают, а не молчаливое «проблем нет» (порядок чтения отчёта).

Ретроградная конденсация у скважины: конденсатная блокада

Почему из газа при снижении давления выпадает жидкость, разобрано в теме ретроградная конденсация, а сколько её выпадает во всём пласте при разработке на истощение — по опыту при постоянном объёме (опыты с газоконденсатом). У скважины картина другая. Давление ниже всего у забоя, и, пока пластовое давление ещё выше точки росы, конденсат выпадает только в небольшой зоне вокруг ствола. Но через эту зону проходит весь газ, который даёт скважина, и каждая его порция оставляет немного жидкости.

В такой зоне — её называют конденсатной блокадой (condensate banking) или конденсатной пробкой — насыщенность жидкостью растёт до тех пор, пока конденсат не станет подвижным и не начнёт уходить в скважину с той же скоростью, с какой выпадает. Устанавливается равновесие потоков: в скважину поступает ровно тот газ, что входит в зону, только частью — в виде жидкости. Эту картину описывает модель трёх зон вокруг газоконденсатной скважины (Феванг и Уитсон, 1990-е годы):

Зона 1 — у ствола: текут и газ, и конденсат; состав текущей смеси постоянен и равен составу газа, входящего в зону; внешняя граница — там, где давление равно точке росы этого газа.
Зона 2 — накопление: давление ниже точки росы, конденсат выпадает, но неподвижен; насыщенность близка к кривой выпадения опыта при постоянном объёме. Появляется, когда ниже точки росы опускается и пластовое давление.
Зона 3 — однофазный газ: давление выше точки росы, жидкости нет; флюид — исходный пластовый газ.

Отношение относительных проницаемостей в зоне у скважины

\frac{k_{rg}}{k_{ro}} = \frac{\mu_g}{\mu_o}\left(\frac{1}{V_{ro}} - 1\right)

где:

$k_{rg},\ k_{ro}$ относительные проницаемости для газа и конденсата при насыщенности в зоне, —
$\mu_g,\ \mu_o$ вязкости газа и конденсата при пластовых условиях в зоне, мПа·с
$V_{ro}$ доля объёма жидкости в смеси исходного состава при местном давлении — по опыту при постоянном составе, —

Единицы: безразмерные отношения; вязкости в одинаковых единицах

Справедливо, если

установившийся поток смеси постоянного состава: сколько жидкости выпадает, столько и уходит в скважину;
капиллярными и гравитационными силами пренебрегают; газ и конденсат в равновесии.

Объёмная доля жидкости в потоке равна её доле в смеси, поэтому $\dfrac{k_{ro}/\mu_o}{k_{ro}/\mu_o + k_{rg}/\mu_g} = V_{ro}$ ; отсюда и формула. Насыщенность задают не кривая выпадения, а кривые относительных проницаемостей: в зоне 1 она та, при которой $k_{rg}/k_{ro}$ равно правой части. Чем богаче газ (больше $V_{ro}$ ), тем меньше это отношение и тем больше конденсата у забоя.

Расчётный примерНасыщенность конденсатом и проницаемость для газа у забоя

Исходные данные (условные)

Газоконденсат: тот же, что в теме Как читать PVT-отчёт: точка росы 36,0 МПа при 95 °C; наибольшая доля жидкости в опыте при постоянном объёме — 11,9 % при 18 МПа
В зоне у забоя: $V_{ro} = 0{,}10$ ; $\mu_g = 0{,}028$ мПа·с, $\mu_o = 0{,}25$ мПа·с
Относительные проницаемости (модель Кори): связанная вода 0,20, критическая насыщенность конденсатом 0,10; $k_{rg} = 0{,}90\,\left(\frac{0{,}80 - S_o}{0{,}80}\right)^2$ , $k_{ro} = 0{,}80\,\left(\frac{S_o - 0{,}10}{0{,}70}\right)^2$

Решение

Нужное отношение: $\dfrac{k_{rg}}{k_{ro}} = \dfrac{0{,}028}{0{,}25}\left(\dfrac{1}{0{,}10} - 1\right) = 0{,}112\cdot 9 = 1{,}008$ .
Подбором насыщенности: при $S_o = 0{,}4362$ $k_{rg} = 0{,}90\cdot(0{,}45475)^2 = 0{,}1861$ и $k_{ro} = 0{,}80\cdot(0{,}48029)^2 = 0{,}1845$ , отношение 1,009.
В долях порового объёма, занятого углеводородами: $0{,}4362/0{,}80 = 0{,}545$ , то есть 54,5 % — в 4,6 раза больше, чем наибольшая доля жидкости в опыте при постоянном объёме.
Проницаемость для газа упала с 0,90 до 0,1861 — до 20,7 % от значения без конденсата.

Ответ: У забоя конденсат занимает около 54,5 % порового объёма с углеводородами, и проницаемость для газа падает почти впятеро — до 20,7 % исходной.

Что это значит. Насыщенность у забоя не связана с максимумом кривой выпадения: она задана потоком. При насыщенности, как в опыте с постоянным объёмом (около 9,5 % пор), конденсат был бы неподвижен — ниже критической насыщенности 0,10, — и продолжал бы накапливаться. Насыщенность в зоне — постоянная только в этой оценке: у её внешней границы, где давление близко к точке росы, $V_{ro}$ и насыщенность меньше. Значения $V_{ro}$ , вязкостей и кривых приняты; для своего пласта кривые относительных проницаемостей газоконденсатной системы измеряют на керне при условиях, близких к пластовым. Данные примера условные.

РасчётОтносительные проницаемости для газа и конденсата из примера и состояние зоны у забоя: отношение

k_{rg}/k_{ro}

равно 1,008 при насыщенности около 0,44 доли пор. Вертикальный пунктир — насыщенность при наибольшем выпадении в опыте с постоянным объёмом: при ней конденсат был бы неподвижен.

Как блокада снижает дебит, удобно оценить по двухзонной модели установившегося радиального притока. Внутри радиуса $r_b$ , где давление ниже точки росы, течёт смесь газа и конденсата; снаружи — однофазный газ. При высоких давлениях — в этом примере от 26 до 38 МПа — величина $p/(\mu Z)$ , от которой зависит поток газа, меняется лишь на несколько процентов, и поток можно считать пропорциональным разности давлений, как поток жидкости. Подвижность смеси в зоне: $k_{rg}/\mu_g + k_{ro}/\mu_o$ , а по формуле выше $k_{ro}/\mu_o = (k_{rg}/\mu_g)\,V_{ro}/(1 - V_{ro})$ , так что по отношению к подвижности газа без конденсата она равна $m = (k_{rg}/k_{rg}')/(1 - V_{ro})$ , где $k_{rg}'$ — проницаемость для газа при связанной воде.

Доля дебита и радиус зоны конденсата (двухзонная оценка)

\frac{q}{q_0} = \frac{(p_e - p_d) + m\,(p_d - p_{wf})}{p_e - p_{wf}},\qquad \ln\frac{r_b}{r_w} = \frac{m\,(p_d - p_{wf})\,\ln(r_e/r_w)}{(p_e - p_d) + m\,(p_d - p_{wf})}

где:

$q,\ q_0$ дебит с зоной конденсата и без неё при тех же $p_e$ и $p_{wf}$ , м³/сут
$p_e,\ p_d,\ p_{wf}$ давление на границе области дренирования, точка росы, забойное давление, МПа
$m$ подвижность смеси в зоне конденсата по отношению к подвижности газа вне её, —
$r_b,\ r_e,\ r_w$ радиусы зоны конденсата, области дренирования и скважины, м

Единицы: давления в любых одинаковых единицах; радиусы — в одинаковых единицах

Справедливо, если

установившийся радиальный приток; поток газа пропорционален разности давлений (высокие давления); у жирного газа $p/(\mu Z)$ немного растёт к низким давлениям, поэтому депрессия ниже точки росы весит в притоке чуть больше, чем в оценке, и оценка от этого слегка оптимистична;
подвижность в зоне постоянна — оценка с запасом: у границы зоны насыщенность меньше; вязкость газа в зоне и вне её одинакова — газ в зоне беднее и менее вязок, так что и это допущение слегка завышает потери;
инерционные потери и улучшение проницаемости для газа при высоких скоростях у ствола не учтены.

Часть депрессии выше точки росы работает полностью, часть ниже неё — с множителем $m$ . Доля дебита от радиусов не зависит; от них зависит лишь размер зоны. Эквивалентный скин зоны — по формуле Хокинса: $S = (1/m - 1)\ln(r_b/r_w)$ (формула Хокинса).

Расчётный примерСколько дебита отнимает конденсатная блокада

Исходные данные (условные)

Скважина: пластовое давление на границе области дренирования 38,0 МПа, точка росы 36,0 МПа; забойное давление 26,0 МПа; $r_e = 500$ м, $r_w = 0{,}1$ м
Зона у забоя (предыдущий пример): $k_{rg}/k_{rg}' = 0{,}2068$ , $V_{ro} = 0{,}10$

Решение

Подвижность смеси в зоне: $m = 0{,}2068/(1 - 0{,}10) = 0{,}2298$ .
Доля дебита: $\dfrac{q}{q_0} = \dfrac{2{,}0 + 0{,}2298\cdot 10{,}0}{12{,}0} = 0{,}358$ — скважина даёт 36 % дебита без блокады.
Размер зоны: $\ln(500/0{,}1) = 8{,}517$ ; $\ln\dfrac{r_b}{r_w} = \dfrac{0{,}2298\cdot 10{,}0\cdot 8{,}517}{2{,}0 + 0{,}2298\cdot 10{,}0} = 4{,}554$ , $r_b = 0{,}1\,e^{4{,}554} = 9{,}5$ м.
Эквивалентный скин: $S = (1/0{,}2298 - 1)\cdot 4{,}554 = 15{,}3$ ; проверка: $8{,}517/(8{,}517 + 15{,}3) = 0{,}358$ .
Другие режимы: при забойном давлении 30 МПа доля дебита 0,422 (зона 3,2 м), при 34 МПа — 0,615 (0,49 м). Но сам дебит при 26 МПа всё равно в 1,27 раза больше, чем при 30 МПа.

Ответ: Зона конденсата радиусом около 9,5 м работает как скин 15,3 и отнимает 64 % дебита; скважина даёт 36 % того, что дала бы без блокады.

Что это значит. Десяток метров у ствола решает судьбу скважины — как и при любом повреждении призабойной зоны. Снижение депрессии уменьшает долю потерь, но не дебит: 2 МПа депрессии выше точки росы дают столько же, сколько 8,7 МПа ниже неё. Оценка пессимистична: насыщенность у границы зоны меньше, а при больших скоростях у ствола проницаемость для газа растёт. И оптимистична: инерционные потери при высоких скоростях (Приток при высоких дебитах: нелинейная фильтрация) добавляют сопротивление. Когда и пластовое давление опустится ниже точки росы, к зоне 1 добавится зона накопления, и потери вырастут. Данные примера условные.

РасчётДавление вокруг скважины из примера при забойном давлении 26 МПа: без конденсата (штрих) и с зоной конденсата у забоя (сплошная линия). Шкала расстояний логарифмическая. В зоне радиусом около 9,5 м давление падает круто, и при той же депрессии дебит почти втрое меньше.

Режим скважины. Держать забойное давление выше точки росы — надёжно, но обычно слишком дорого по дебиту; выбирают компромисс, зная цену каждого мегапаскаля депрессии (пример выше).
Большая площадь притока. Трещина гидроразрыва или горизонтальный ствол дают тот же дебит при меньшей депрессии и меньших скоростях, и зона конденсата растягивается на большую площадь (Гидроразрыв пласта: назначение и выбор скважин, Горизонтальные скважины).
Поддержание пластового давления. Закачка сухого газа держит давление в пласте выше точки росы (сайклинг); у скважин блокада остаётся, но не растёт зона накопления.
Обработки призабойной зоны. Закачка растворителя или сухого газа в добывающую скважину временно испаряет или вытесняет конденсат; эффект держится, пока зона не наберёт жидкость снова.

Парафины: кристаллизация, отложения и застывание

Парафины в этом смысле — тяжёлые, в основном нормальные алканы с длинными цепями, примерно от двадцати атомов углерода и больше (Состав пластовых флюидов). При пластовой температуре они растворены в нефти; при охлаждении растворимость падает, и при температуре начала кристаллизации (wax appearance temperature, WAT; в отечественной литературе — температура насыщения нефти парафином) появляются первые кристаллы. При дальнейшем охлаждении кристаллов становится больше, они срастаются в сетку, нефть густеет, перестаёт быть ньютоновской жидкостью (Вязкость нефти и межфазное натяжение) и при температуре застывания перестаёт течь.

Температура начала кристаллизации (WAT): температура появления первых кристаллов при охлаждении. Её определяют по-разному: под микроскопом в поляризованном свете, по тепловому эффекту кристаллизации (калориметрией), по излому кривой вязкости, по росту перепада давления на фильтре. Методы и скорость охлаждения дают разницу в несколько градусов, поэтому в отчёте указывают метод.
Температура застывания: температура, при которой нефть, охлаждаемая по стандартной методике, перестаёт течь; близкая к ней температура текучести — самая низкая, при которой она ещё течёт (английское pour point). Обе обычно заметно ниже температуры начала кристаллизации — нередко на десятки градусов — и важны для остановок трубопроводов и хранения нефти.
Содержание парафина: массовая доля парафина в дегазированной нефти; нефти с большим его содержанием называют высокопарафинистыми.

Отложения растут на стенке, которая холоднее потока: молекулы парафина диффундируют к холодной стенке и кристаллизуются на ней. Поэтому их ждут выше глубины, где температура потока в НКТ опускается до температуры начала кристаллизации, — её находят по температурному профилю скважины (запас по температуре), — а также в выкидных линиях и трубопроводах. В отечественной практике такие отложения, где с парафином осаждаются смолы и асфальтены, называют асфальтосмолопарафиновыми (АСПО). Растворённый газ обычно немного снижает температуру начала кристаллизации, поэтому у дегазированной нефти она выше, чем у пластовой; для точных расчётов её измеряют на пластовой пробе.

В самом пласте парафин выпадает, только если температура там опустится до температуры начала кристаллизации или та поднимется — например, когда нефть ниже давления насыщения теряет растворённый газ. Опасно это для нефтей, у которых температура начала кристаллизации близка к пластовой: тогда достаточно закачки холодной воды, промывок холодными жидкостями или долгой работы нагнетательной скважины, чтобы вокруг неё образовалась зона, где парафин кристаллизуется в порах (повреждение при эксплуатации).

Радиус зоны, охлаждённой закачкой воды

r_T = \sqrt{\frac{V_{\text{зак}}\,(\rho c)_w}{\pi\,h\,(\rho c)_{\text{п}}}},\qquad (\rho c)_{\text{п}} = (1 - \phi)(\rho c)_{\text{ск}} + \phi\,\big[S_w(\rho c)_w + S_o(\rho c)_o\big]

где:

$r_T$ радиус охлаждённой зоны вокруг нагнетательной скважины, м
$V_{\text{зак}}$ объём закачанной воды, м³
$(\rho c)_w,\ (\rho c)_o,\ (\rho c)_{\text{ск}}$ объёмные теплоёмкости воды, нефти и минерального скелета породы, МДж/(м³·К)
$(\rho c)_{\text{п}}$ теплоёмкость единицы объёма насыщенной породы за фронтом, МДж/(м³·К)
$h,\ \phi,\ S_w,\ S_o$ толщина пласта, пористость, насыщенности за фронтом, м, —, —, —

Единицы: СИ; теплоёмкости — в одинаковых единицах

Справедливо, если

закачанная вода отдаёт породе всё своё «холодное» тепло: за фронтом температура равна температуре закачки, впереди — пластовой;
теплообмен с кровлей и подошвой не учтён — для тонких пластов и долгой закачки радиус получается завышенным;
поток радиальный, пласт однородный.

Теплоёмкость единицы объёма пласта — минеральный скелет вместе с жидкостями — больше, чем у воды в его порах, поэтому охлаждённая зона отстаёт от фронта воды. Тем не менее за годы закачки она уходит на сотню метров и больше.

Расчётный примерКуда доходит холод от нагнетательной скважины

Исходные данные (условные)

Закачка: 400 м³/сут холодной воды в течение 3 лет
Пласт: $h = 12$ м, $\phi = 0{,}22$ ; начальная водонасыщенность 0,25, остаточная нефтенасыщенность 0,25
Теплоёмкости, МДж/(м³·К): вода 4,18; минеральный скелет 2,25; нефть 1,75 (приняты типичными)

Решение

Закачано $V = 400\cdot 365{,}25\cdot 3 = 438\,300$ м³.
Фронт воды при поршневом вытеснении: $r_{\text{в}} = \sqrt{\dfrac{438\,300}{\pi\cdot 12\cdot 0{,}22\cdot 0{,}50}} = 325$ м.
Теплоёмкость пласта за фронтом: $(\rho c)_{\text{п}} = 0{,}78\cdot 2{,}25 + 0{,}22\,(0{,}75\cdot 4{,}18 + 0{,}25\cdot 1{,}75) = 2{,}541$ МДж/(м³·К).
Охлаждённая зона: $r_T = \sqrt{\dfrac{438\,300\cdot 4{,}18}{\pi\cdot 12\cdot 2{,}541}} = 138$ м. В отношении радиусов объём закачки сокращается: $r_T/r_{\text{в}} = \sqrt{0{,}22\cdot 0{,}50\cdot 4{,}18/2{,}541} = 0{,}43$ — охлаждённая зона занимает 18 % промытой площади.

Ответ: За три года вода промыла пласт на 325 м вокруг скважины, а охладила — на 138 м.

Что это значит. Холод идёт за водой, а не впереди неё, поэтому нефть, которую вытесняет вода, остаётся тёплой. Охлаждается область вокруг нагнетательной скважины: остаточная нефть и призабойная зона, где парафин может забить поры и снизить приёмистость. Но нагнетательных скважин на месторождении много, закачка идёт десятилетиями, и охлаждённые зоны разрастаются и сливаются — пластовая температура снижается в целом. Если вода прорвётся к добывающей скважине, холод придёт и к ней. Теплообмен с кровлей и подошвой замедляет охлаждение, поэтому оценка с запасом. Средство — закачка подогретой воды, чтобы её температура в пласте оставалась выше температуры начала кристаллизации. Данные примера условные.

Высокопарафинистые нефти Мангышлака

Узень и Жетыбай, открытые в 1961 году, дают нефть с большим содержанием парафина, которая застывает при положительных температурах, поэтому при сборе и транспорте её подогревают. По исследованию нефти горизонта Ю-13 Узеня, опубликованному в 2026 году, парафина в ней 17–19 % по массе (в 1960–1980-е годы было 18–29 %), а застывает она при 32–36 °C. После десятилетий закачки холодной воды пластовая температура на месторождении снизилась, и температура начала кристаллизации парафина сопоставима с текущей пластовой, а местами выше неё — парафин может выпадать уже в пласте и призабойной зоне. Растворённый газ, по тому же исследованию, на эти температуры почти не влияет. Чтобы парафин не выпадал в пласте, на Узене стали закачивать и подогретую воду (пластовая температура).

Тепло. Теплоизоляция НКТ и трубопроводов, подогрев продукции, промывки горячей нефтью или водой; трубопроводы для высокопарафинистой нефти строят с подогревом.
Механика. Скребки на проволоке в НКТ, очистные устройства (скребки-поршни) в трубопроводах (Канатные работы в скважине).
Химия. Ингибиторы парафиноотложения и депрессорные присадки, снижающие температуру застывания; растворители для удаления отложений.
Режим. Избегать долгих остановок: остановленная линия остывает, и при пуске ей нужно давление, чтобы сдвинуть застывшую нефть.

Асфальтены: давление начала выпадения и устойчивость

Асфальтены — самая тяжёлая и полярная часть нефти; их выделяют по растворимости: они не растворяются в лёгких алканах (пентане, гептане) и растворяются в ароматических растворителях, например в толуоле (Состав пластовых флюидов). В нефти они держатся коллоидной взвесью, которую стабилизируют смолы (механизм). Устойчивость взвеси зависит от того, насколько нефть хороший растворитель, а это зависит от её плотности и состава.

При снижении давления выше давления насыщения нефть расширяется, становится менее плотной и хуже растворяет асфальтены. При давлении начала выпадения (его называют и давлением начала осаждения; asphaltene onset pressure, AOP; верхняя граница области выпадения) появляются первые частицы; неустойчивость наибольшая около давления насыщения. Ниже него из нефти уходят лёгкие компоненты, она тяжелеет и снова лучше растворяет асфальтены — частицы частично растворяются. На диаграмме «давление — температура» выпадение ограничено областью выпадения асфальтенов — полосой вокруг линии давления насыщения.

Где выпадают. В НКТ на интервале, где давление потока между давлением начала выпадения и давлением насыщения (пример ниже); когда ниже давления начала выпадения опустится забойное давление — и в призабойной зоне.
Что ещё запускает выпадение. Закачка газа, особенно углекислого или жирного, и смешение с лёгкой нефтью или конденсатом (смешивающееся вытеснение); соляная кислота, особенно с ионами железа (Кислотные составы и проектирование обработки).
Парадокс. Тяжёлые нефти с большим содержанием асфальтенов обычно устойчивы: в них много смол и ароматики. Неприятности чаще у лёгких, сильно недонасыщенных нефтей с долями процента асфальтенов — они при снижении давления сильнее всего теряют растворяющую способность.

Давление начала выпадения измеряют на пластовой пробе в PVT-ячейке: давление снижают ступенями при пластовой температуре и следят за пропусканием света ближнего инфракрасного диапазона через нефть — частицы рассеивают свет, и пропускание падает. Результат подтверждают микроскопией под давлением и фильтрованием; опыт повторяют при нескольких температурах, чтобы построить область выпадения. Без пластовой пробы используют скрининг: диаграмму де Бура — плотность нефти в пласте против недонасыщенности, разности пластового давления и давления насыщения, с областями «серьёзные проблемы», «возможны проблемы» и «проблем нет», где лёгкие сильно недонасыщенные нефти попадают в области проблем, — и индекс коллоидной неустойчивости по групповому составу.

Индекс коллоидной неустойчивости

\text{CII} = \frac{w_{\text{нас}} + w_{\text{асф}}}{w_{\text{аром}} + w_{\text{смол}}}

где:

$w_{\text{нас}},\ w_{\text{аром}}$ массовые доли насыщенных и ароматических углеводородов дегазированной нефти (SARA-анализ), % масс.
$w_{\text{смол}},\ w_{\text{асф}}$ массовые доли смол и асфальтенов, % масс.

Единицы: безразмерный; доли — в одинаковых единицах

Справедливо, если

эмпирический скрининг дегазированной нефти: давление и растворённый газ не учитываются;
принятые границы: меньше 0,7 — асфальтены устойчивы, 0,7–0,9 — неопределённо, больше 0,9 — неустойчивы.

В числителе — то, что асфальтены выталкивает (насыщенные углеводороды) и сами асфальтены, в знаменателе — то, что их держит в растворе. Индекс отвечает на вопрос «склонна ли нефть», но не «где и при каком давлении»: это даёт только опыт на пластовой пробе.

Расчётный примерДве нефти и интервал НКТ, где асфальтены неустойчивы

Исходные данные (условные)

Групповой состав, % масс. (насыщенные / ароматические / смолы / асфальтены): лёгкая нефть: 62 / 24 / 11 / 3; тяжёлая: 35 / 35 / 22 / 8
Лёгкая нефть в пласте: 4600 м, 60 МПа, 110 °C; давление насыщения 22 МПа; давление начала выпадения асфальтенов 38 МПа (при 110 °C)
Скважина: забойное давление 46 МПа; средний градиент давления потока в НКТ выше давления насыщения — 6,8 кПа/м

Решение

Индекс лёгкой нефти: $\text{CII} = (62 + 3)/(24 + 11) = 1{,}86$ — больше 0,9, неустойчива. Тяжёлой: $(35 + 8)/(35 + 22) = 0{,}75$ — неопределённая область, хотя асфальтенов в ней почти втрое больше.
Недонасыщенность лёгкой нефти: $60 - 22 = 38$ МПа — по диаграмме де Бура именно такие лёгкие и сильно недонасыщенные нефти и составляют группу риска.
Давление начала выпадения достигается на глубине $4600 - (46 - 38)/0{,}0068 = 3424$ м, давление насыщения — на глубине $4600 - (46 - 22)/0{,}0068 = 1071$ м.
Интервал неустойчивости — от 3420 до 1070 м, 2350 м НКТ; больше всего отложений ждут в его верхней части, ближе к давлению насыщения.

Ответ: Лёгкая нефть склонна к выпадению асфальтенов (CII 1,86), и в этой скважине они неустойчивы на интервале НКТ примерно от 3420 до 1070 м; в пласте их пока нет — забойное давление выше давления начала выпадения.

Что это значит. Отсюда и меры: ингибитор подают ниже интервала — по капиллярной трубке к нижней части НКТ — или задавливают в пласт; интервал периодически промывают ароматическим растворителем или чистят на гибких трубах; при подборе режима учитывают, что, как только забойное давление — при большей депрессии или с падением пластового — опустится ниже 38 МПа, выпадение начнётся и в призабойной зоне. Расчёт упрощён: в стволе нефть остывает, а давление начала выпадения зависит от температуры — в какую сторону, у разных нефтей по-разному, поэтому интервал уточняют по области выпадения, измеренной при нескольких температурах. Градиент давления в НКТ принят постоянным. Данные примера условные.

РасчётДавление потока в НКТ скважины из примера (наклонная линия; выше глубины, где оно падает до давления насыщения, не продолжена) и глубины, на которых оно равно давлению начала выпадения асфальтенов (38 МПа) и давлению насыщения (22 МПа). Между ними — интервал, где ждут отложений.

Гидраты

Газовые гидраты — твёрдые кристаллы, в которых каркас из молекул воды удерживает молекулы лёгких газов: метана, этана, пропана, углекислого газа, сероводорода. Для их образования нужны свободная вода, газ, высокое давление и низкая температура. Каждому газу отвечает своя кривая гидратообразования на диаграмме «давление — температура»: левее и выше неё гидрат устойчив. Чем тяжелее газ и чем больше в нём сероводорода и углекислого газа, тем выше температура, при которой гидрат ещё существует.

Кривую измеряют в ячейке высокого давления: смесь газа и воды охлаждают до образования гидрата, затем медленно нагревают и отмечают температуру, при которой исчезают последние кристаллы, — визуально или по излому зависимости давления от температуры при постоянном объёме. Для расчётов кривую строят по составу газа корреляциями и термодинамическими моделями, проверяя их по таким опытам; в той же ячейке проверяют, сколько ингибитора нужно, чтобы сдвинуть кривую.

В пласте гидраты обычно не образуются — там тепло. Опасные места — за штуцером газовой скважины, где газ резко охлаждается при ещё высоком давлении, шлейфы и арматура зимой, подводные трубопроводы. Запас по температуре и охлаждение при дросселировании разобраны в теме о штуцерах и температуре. Предупреждают гидраты подогревом и теплоизоляцией, осушкой газа, ингибиторами: метанол и гликоли сдвигают кривую к более низким температурам, малые дозы кинетических ингибиторов и антиагломерантов замедляют рост кристаллов или не дают им слипаться в пробку.

Околокритические флюиды и флюиды высоких давлений и температур

У околокритического флюида пластовая температура близка к критической температуре смеси (подробнее). Тогда малые изменения давления, температуры или состава меняют свойства резко: при той же температуре чуть более лёгкая смесь имеет точку росы, чуть более тяжёлая — точку начала кипения; плотности и составы газа и жидкости близки, межфазное натяжение мало. У околокритического газоконденсата сразу ниже точки росы выпадает много жидкости, у околокритической (летучей) нефти сразу ниже давления насыщения выделяется много газа.

В лаборатории тип насыщения надёжнее всего определяют по тому, что появляется в окне ячейки: пузырьки газа или капли жидкости. Излом кривой «давление — объём» почти не виден.
В расчётах модель «чёрной нефти» не годится; нужна композиционная модель с уравнением состояния, настроенным по многим опытам, а у критической точки и настроенное уравнение ошибается заметнее всего (точность уравнений).
В пласте при малом межфазном натяжении жидкость подвижнее, а закачка газа может привести к смешивающемуся вытеснению (смешиваемость).

Флюиды высоких давлений и температур (high pressure, high temperature — HPHT) — общепринятой границы нет. Часто, вслед за британскими правилами, к HPHT относят скважины с температурой на забое выше 149 °C (300 °F) и поровым давлением с градиентом не меньше 18,1 кПа/м (0,8 psi/ft) или с противовыбросовым оборудованием на давление больше 69 МПа (10 000 psi); в техническом отчёте Американского нефтяного института (API) об оборудовании для таких скважин высоким давлением называют больше 103 МПа (15 000 psi), высокой температурой — больше 177 °C (350 °F). Для флюидов это значит: газ плотен и его коэффициент сверхсжимаемости заметно больше единицы, разница плотностей газа и нефти мала — контакты по линиям давления различить труднее (Градиенты давления, контакты флюидов и капиллярное равновесие), — а пробоотборники, PVT-ячейки и насосы должны выдерживать эти давления и температуры. Если такие флюиды содержат сероводород, как в подсолевых залежах Прикаспия, работа с их пробами требует особых мер безопасности (перевозка проб).

Расчётный примерГаз при 75 МПа: коэффициент сверхсжимаемости больше единицы

Исходные данные (условные)

Газ: относительная плотность 0,70; псевдокритические параметры по корреляции для природного газа (Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости): $T_{pc} = 216{,}3$ К, $p_{pc} = 4{,}613$ МПа
Пласт: 75 МПа, 155 °C (428,15 К); для сравнения — тот же газ при 30 МПа

Решение

Приведённые параметры: $T_{pr} = 428{,}15/216{,}3 = 1{,}979$ , $p_{pr} = 75/4{,}613 = 16{,}26$ ; по уравнению Дранчука — Абу-Кассема $Z = 1{,}457$ . При 30 МПа ( $p_{pr} = 6{,}50$ ) $Z = 1{,}00$ .
Объёмный коэффициент при 75 МПа: $B_g = \dfrac{0{,}101325}{75}\cdot\dfrac{1{,}457\cdot 428{,}15}{293{,}15} = 0{,}00287$ м³/м³; с $Z = 1$ получилось бы 0,00197.
Запасы газа $G = V_{\text{пор, газ}}/B_g$ : при $Z = 1$ их завысили бы в 1,457 раза, на 46 %.
Плотность газа в пласте: $\rho = \dfrac{75\cdot 10^3\cdot 0{,}70\cdot 28{,}97}{1{,}457\cdot 8{,}314\cdot 428{,}15} = 293$ кг/м³; градиент давления в газе — 2,88 кПа/м.

Ответ: При 75 МПа

Z \approx 1{,}457

: газ занимает почти в полтора раза больше места, чем идеальный, а его плотность 293 кг/м³ — порядка половины плотности лёгкой нефти.

Что это значит. При умеренных давлениях $Z < 1$ , и пренебрежение им занижает запасы; при сверхвысоких — наоборот. Для этого газа $Z$ проходит через единицу около 30 МПа, где ошибка «идеального газа» случайно мала. Корреляции для $Z$ в этой области тоже менее точны, чем при обычных давлениях, поэтому для HPHT-газов $Z$ берут из опыта при постоянном составе. Данные примера условные.

Изменение состава с глубиной

В неподвижной залежи на компоненты действует сила тяжести: тяжёлые молекулы концентрируются внизу, лёгкие — вверху. В равновесии это даёт градиент состава: газовый фактор и объёмный коэффициент нефти уменьшаются с глубиной, давление насыщения меняется, плотность флюида растёт. Перепад температур по высоте залежи и тепловая диффузия могут ослаблять или усиливать эффект, а приток флюидов в разное время — оставлять неравновесные различия.

У чёрных нефтей в залежах обычной высоты изменения малы. Велики они в высоких залежах околокритических флюидов: газоконденсат в кровле может плавно, без контакта, переходить в летучую нефть у подошвы (околокритические флюиды). Тогда проба с одной глубины не описывает залежь, а ГНК по давлению насыщения одной пробы определяется с ошибкой (ГНК по давлению насыщения). Пробы отбирают с нескольких глубин — опробователем на кабеле — и строят уравнение состояния с учётом силы тяжести.

Расчётный примерЗапасы залежи с градиентом состава по одной и по двум пробам

Исходные данные (условные)

Нефтяная залежь: от 2800 до 3000 м; поровый объём, занятый нефтью, — 30,0 млн м³, равномерно по высоте
Пробы: у кровли (2800 м): $B_o = 1{,}70$ , $R_s = 200$ м³/м³; у подошвы (3000 м): $B_o = 1{,}44$ , $R_s = 128$ м³/м³; между ними свойства меняются линейно

Решение

С градиентом: средняя величина $1/B_o$ при линейном $B_o$ — $\dfrac{\ln(1{,}70/1{,}44)}{1{,}70 - 1{,}44} = 0{,}6384$ , и $N = 30{,}0\cdot 0{,}6384 = 19{,}152$ млн м³.
По пробе у кровли: $30{,}0/1{,}70 = 17{,}647$ млн м³ (−7,9 %); у подошвы: $30{,}0/1{,}44 = 20{,}833$ (8,8 %); с середины, $B_o = 1{,}57$ : 19,108 (−0,2 %).
Растворённый газ: с градиентом — 3,12 млрд м³; по пробе у кровли $30{,}0\cdot 200/1{,}70 = 3{,}53$ млрд м³ (13 %).

Ответ: Запасы нефти — 19,15 млн м³; проба у кровли занизила бы их на 7,9 %, у подошвы — завысила на 8,8 %, а растворённый газ по пробе у кровли завышен на 13 %.

Что это значит. Проба с середины залежи даёт почти верный ответ — но лишь потому, что свойства здесь меняются линейно; в околокритических системах изменение ускоряется к переходной зоне, и одна проба ошибается сильнее. Важнее запасов другое: скважины в кровле дадут больший газовый фактор, нефть в кровле ближе к насыщению, а при закачке газа сверху смешиваемость будет разной по высоте. Данные примера условные.

Термины и обозначения

Конденсатная блокада: зона у забоя газоконденсатной скважины, где давление ниже точки росы и насыщенность конденсатом высока; снижает проницаемость для газа и продуктивность.
Зоны 1, 2, 3: у ствола — течёт смесь газа и конденсата постоянного состава; дальше — конденсат накапливается неподвижным; ещё дальше — однофазный газ.
$V_{ro}$: доля объёма жидкости в смеси исходного состава при данном давлении по опыту при постоянном составе.
Температура начала кристаллизации (WAT): температура появления первых кристаллов парафина при охлаждении.
Температура застывания: температура, при которой нефть, охлаждаемая по стандартной методике, перестаёт течь; близкая к ней температура текучести (pour point) — самая низкая, при которой она ещё течёт.
Давление начала выпадения асфальтенов (AOP): давление выше давления насыщения, при котором при снижении давления появляются первые частицы асфальтенов.
CII: индекс коллоидной неустойчивости — отношение насыщенных углеводородов и асфальтенов к ароматике и смолам.
HPHT: высокие давления и температуры; общепринятой границы нет, часто — температура на забое выше 149 °C при высоком поровом давлении или оборудовании на давление выше 69 МПа.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Кривая выпадения показывает, что жидкости больше 12 % пор не будет, — блокада невелика».

На самом деле

Кривая выпадения описывает пласт при истощении. У забоя через зону проходит весь газ скважины, и насыщенность растёт, пока конденсат не станет подвижным, — в примере урока до 54,5 % порового объёма с углеводородами.

Неверно

«Пластовое давление выше точки росы, значит, конденсата в пласте нет».

На самом деле

Его нет вдали от скважин. Если забойное давление ниже точки росы, у забоя есть зона конденсата, и она снижает продуктивность.

Неверно

«До температуры застывания парафин не мешает».

На самом деле

Кристаллизация начинается при температуре начала кристаллизации, а она заметно — нередко на десятки градусов — выше; отложения на холодных стенках растут задолго до застывания нефти.

Неверно

«В нефти всего 0,5 % асфальтенов — проблем не будет».

На самом деле

Опасность определяет не количество асфальтенов, а то, как сильно нефть теряет растворяющую способность при снижении давления: лёгкие недонасыщенные нефти с долями процента асфальтенов страдают чаще тяжёлых.

Неверно

«Ниже давления насыщения асфальтены выпадают ещё сильнее».

На самом деле

Наоборот: ниже давления насыщения нефть теряет лёгкие компоненты, становится лучшим растворителем, и асфальтены частично растворяются. Самая неустойчивая область — около давления насыщения.

Подробно: для продвинутых

Вывод двухзонной оценки

При установившемся радиальном притоке разность давлений на кольце от $r_1$ до $r_2$ равна $\dfrac{q}{2\pi k h\lambda}\ln\dfrac{r_2}{r_1}$ , где $\lambda$ — подвижность. Снаружи зоны конденсата подвижность — газа, $\lambda_0$ ; внутри — $m\lambda_0$ . Дебит одинаков на обоих участках, поэтому $p_e - p_d = A\ln\dfrac{r_e}{r_b}$ и $p_d - p_{wf} = \dfrac{A}{m}\ln\dfrac{r_b}{r_w}$ с общим $A = q/(2\pi k h\lambda_0)$ .

Обозначим $L = \ln(r_e/r_w)$ и $x = \ln(r_b/r_w)$ . Из двух равенств $(p_e - p_d)\,x = m\,(p_d - p_{wf})\,(L - x)$ , откуда формула для $x$ . Подставив её, получаем $A = \big[(p_e - p_d) + m(p_d - p_{wf})\big]/L$ , а без зоны $A_0 = (p_e - p_{wf})/L$ — отношение и есть доля дебита. Логарифм радиусов сократился: при постоянной подвижности в зоне доля дебита зависит только от того, какая часть депрессии приходится на давления ниже точки росы.

Точный расчёт заменяет разности давлений интегралом псевдодавления, в котором в зоне 1 стоят $k_{rg}$ и $k_{ro}$ при насыщенности, отвечающей местному давлению, и учитывает газ, растворённый в текущем конденсате. Двухзонная оценка — его грубое подобие с одной «средней» насыщенностью.

Какие опыты заказать для сложного флюида

Специальные опыты и вопросы, на которые они отвечают

Флюид или риск: Газоконденсат
Опыты: опыт при постоянном составе с объёмами жидкости; истощение при постоянном объёме; относительные проницаемости газ — конденсат на керне
Что даёт: $V_{ro}(p)$ , кривая выпадения, данные для расчёта блокады

Флюид или риск: Парафинистая нефть
Опыты: температура начала кристаллизации на дегазированной и пластовой нефти, содержание парафина, температура застывания, вязкость при охлаждении, опыты на отложение на охлаждаемой поверхности
Что даёт: температурные запасы, режимы пуска и остановки

Флюид или риск: Асфальтены
Опыты: групповой состав, давление начала выпадения при нескольких температурах, опыты со смешением с закачиваемым газом и с ингибиторами
Что даёт: область выпадения, интервал отложений, выбор ингибитора

Флюид или риск: Газ с водой
Опыты: кривая гидратообразования, сдвиг её ингибиторами
Что даёт: минимальная температура и дозировка ингибитора

Флюид или риск: Высокая залежь
Опыты: пробы с нескольких глубин
Что даёт: градиент состава, контакты

Флюид или риск	Опыты	Что даёт
Газоконденсат	опыт при постоянном составе с объёмами жидкости; истощение при постоянном объёме; относительные проницаемости газ — конденсат на керне	$V_{ro}(p)$ , кривая выпадения, данные для расчёта блокады
Парафинистая нефть	температура начала кристаллизации на дегазированной и пластовой нефти, содержание парафина, температура застывания, вязкость при охлаждении, опыты на отложение на охлаждаемой поверхности	температурные запасы, режимы пуска и остановки
Асфальтены	групповой состав, давление начала выпадения при нескольких температурах, опыты со смешением с закачиваемым газом и с ингибиторами	область выпадения, интервал отложений, выбор ингибитора
Газ с водой	кривая гидратообразования, сдвиг её ингибиторами	минимальная температура и дозировка ингибитора
Высокая залежь	пробы с нескольких глубин	градиент состава, контакты

Перечень — для ориентира; задание на исследование составляют под конкретную залежь и способ её разработки.

Связь с другими темами

Фазовое поведение: чистые вещества и двухкомпонентные смеси — фазовая огибающая, точка росы и ретроградная конденсация.
Типы пластовых флюидов — газоконденсат, летучая нефть, околокритические флюиды и сайклинг.
Как читать PVT-отчёт — как читать отчёт по газоконденсату и где в нём специальные опыты.
Скин-фактор — формула Хокинса и двухфазный поток у ствола как составляющая скина.
Штуцеры, наземные потери и температура в скважине — температурный профиль скважины, запас до температуры начала кристаллизации и до гидратов.
Источники повреждения пласта — парафин и асфальтены как механизмы повреждения призабойной зоны.
Вытеснение нефти газом — закачка газа: смешиваемость и обратная закачка на месторождениях Прикаспия.
Градиенты давления, контакты флюидов и капиллярное равновесие — контакты по линиям давления и давлению насыщения при градиенте состава.

Проверьте себя

1
Почему у забоя газоконденсатной скважины насыщенность конденсатом бывает намного выше наибольшей доли жидкости в опыте при постоянном объёме?
1. А.У забоя температура выше пластовой
2. Б.Лаборатория занижает выпадение
3. В.Через зону у забоя проходит весь газ скважины; жидкость накапливается, пока не станет подвижной, и насыщенность задают относительные проницаемости, а не кривая выпадения
4. Г.Конденсат стекает к забою под действием силы тяжести
Показать ответ
Правильный ответ: В. Через зону у забоя проходит весь газ скважины; жидкость накапливается, пока не станет подвижной, и насыщенность задают относительные проницаемости, а не кривая выпадения
Опыт при постоянном объёме описывает объём пласта, из которого уходит газ. У забоя каждая порция газа оставляет жидкость, и равновесие наступает, только когда конденсат начинает течь в скважину с той же скоростью: $k_{rg}/k_{ro} = (\mu_g/\mu_o)(1/V_{ro} - 1)$ . Насыщенность при этом в разы выше максимума кривой выпадения.
2
В зоне у забоя $V_{ro} = 0{,}15$ , $\mu_g = 0{,}030$ мПа·с, $\mu_o = 0{,}30$ мПа·с. Каким должно быть отношение $k_{rg}/k_{ro}$ ? Будет насыщенность выше или ниже, чем при $V_{ro} = 0{,}10$ ?
Показать ответ
$k_{rg}/k_{ro} = (0{,}030/0{,}30)\cdot(1/0{,}15 - 1) = 0{,}1\cdot 5{,}67 = 0{,}57$ . При $V_{ro} = 0{,}10$ было бы $0{,}1\cdot 9 = 0{,}9$ . Меньшее отношение $k_{rg}/k_{ro}$ достигается при большей насыщенности конденсатом: у более богатого газа блокада сильнее.
3
Пластовое давление на 1 МПа выше точки росы, забойное — на 9 МПа ниже неё; подвижность смеси в зоне конденсата — 0,30 подвижности газа. Какую долю дебита без блокады даёт скважина по двухзонной оценке?
Показать ответ
$q/q_0 = (1 + 0{,}30\cdot 9)/(1 + 9) = 3{,}7/10 = 0{,}37$ . Почти вся депрессия приходится на давления ниже точки росы, поэтому скважина теряет около двух третей дебита.
4
Какая из нефтей скорее даст отложения асфальтенов в НКТ?
1. А.Нефть, пластовое давление которой ниже давления насыщения
2. Б.Лёгкая нефть с 0,5 % асфальтенов, пластовое давление на 35 МПа выше давления насыщения
3. В.Любая дегазированная нефть с асфальтенами
4. Г.Тяжёлая нефть с 10 % асфальтенов, давление насыщения близко к пластовому
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Лёгкая нефть с 0,5 % асфальтенов, пластовое давление на 35 МПа выше давления насыщения
Асфальтены выпадают, когда нефть при снижении давления выше давления насыщения теряет растворяющую способность. У лёгкой, сильно недонасыщенной нефти это снижение велико, а смол и ароматики, удерживающих асфальтены, мало. Тяжёлая нефть, близкая к насыщению, проходит лишь небольшой интервал давлений над давлением насыщения.
5
Групповой состав нефти: насыщенные 55 %, ароматические 28 %, смолы 14 %, асфальтены 3 %. Каков индекс коллоидной неустойчивости и что он говорит?
Показать ответ
$\text{CII} = (55 + 3)/(28 + 14) = 58/42 = 1{,}38$ — больше 0,9: по скринингу нефть склонна к выпадению асфальтенов. Где и при каком давлении это случится, индекс не говорит: для этого нужно давление начала выпадения на пластовой пробе.
6
Газ при 80 МПа имеет $Z = 1{,}5$ . Как изменятся оценённые запасы, если по ошибке принять $Z = 1$ ?
1. А.Увеличатся на 5 %
2. Б.Не изменятся
3. В.Увеличатся в 1,5 раза
4. Г.Уменьшатся в 1,5 раза
Показать ответ
Правильный ответ: В. Увеличатся в 1,5 раза
$G = V_{\text{пор, газ}}/B_g$ , а $B_g$ пропорционален $Z$ . С $Z = 1$ вместо 1,5 объёмный коэффициент занижен в 1,5 раза, а запасы завышены в 1,5 раза. При умеренных давлениях, где $Z < 1$ , ошибка была бы обратной.

Обновлено: 17 октября 2026 г.