Ключевые слова: минимальное давление смешиваемости, МДС, slim-tube, корреляции Alston, корреляции Cronquist, псевдожидкость анализ, обогащенный газ, фракционирование ПНГ, формация Мишриф, месторождение Насирия, Ирак.
Минимальное давление смешиваемости (МДС) – один из важнейших термодинамических параметров при проектировании газовых методов повышения нефтеотдачи (МУН). МДС определяется как минимальное давление, при котором закачиваемый газ и пластовая нефть становятся полностью взаимно растворимыми, образуя единую углеводородную фазу. Достижение смешиваемости позволяет теоретически извлечь всю нефть из промытой зоны за счет устранения межфазного натяжения [1–3]. Точность определения МДС влияет на выбор технологии, давление закачки и экономическую эффективность проекта МУН.
Для сортов нефти Ближнего Востока (формация Мишриф, Ирак) определение МДС актуально по нескольким причинам: нефти характеризуются повышенной вязкостью (2–3 мПа·с), высокими пластовыми температурами (90–100 °C) и значительным содержанием сернистых соединений, затрудняющих смешивание. Геологическая неоднородность карбонатных коллекторов дополнительно усложняет процесс вытеснения [4–6].
Существуют три основных подхода к определению МДС: экспериментальный метод slim-tube, аналитические корреляции на основе эмпирических зависимостей и симуляционные методы с использованием уравнений состояния. Каждый подход обладает преимуществами и ограничениями [7–9].
Цель работы – сравнительный анализ трех методов для условий месторождения Насирия (Южный Ирак) при шести газовых агентах различного состава: сухой метан (C₁), сырой ПНГ, этановая фракция (C₂), пропан-бутановая фракция (C₃–C₄) и две обогащенные смеси.
Объект и методология исследования
Характеристика объекта исследования
Объект исследования – пластовая нефть месторождения Насирия (провинция Зи Кар, Южный Ирак, 350 км юго-восточнее Багдада), приуроченного к карбонатному коллектору верхнемеловой формации Мишриф. Геологические запасы превышают 4,4 млрд баррелей, разработка ведется с 2009 года, рассматриваются проекты газовых МУН с фракционированием ПНГ [4–6].
Пластовая нефть характеризуется: плотность в пластовых условиях 785 кг/м³, дегазированной – 852 кг/м³ (API gravity 34,5°), вязкость 2,1 мПа·с, давление насыщения 15,8 МПа, газосодержание 89 м³/т, объемный коэффициент 1,28. Молекулярная масса C₇₊ фракции 215 г/моль. Пластовая температура 95 °C, текущее пластовое давление ~25 МПа. Компонентный состав: метан (~0,36), C₂–C₆ (~0,25), C₇₊ (~0,33) [10–12].
Газовые агенты
Рассмотрено шесть газовых агентов, моделирующих продукты фракционирования ПНГ месторождения: сухой метан (C₁, 98 % метана); сырой ПНГ; этановая фракция (C₂, 95 % этана); пропан-бутановая фракция (C₃–C₄, 50/50); обогащенная смесь 1 (60 % C₁ + 40 % C₃–C₄); обогащенная смесь 2 (70 % C₁ + 30 % C₂). Набор позволяет оценить влияние C₂–C₄ на МДС и определить оптимальный состав [13–15].
Методы определения МДС
В настоящем исследовании применены три метода определения минимального давления смешиваемости, каждый из которых отражает различный уровень описания физики процесса смешивания нефти и газа.
- Метод slim-tube (численное моделирование)
Метод slim-tube – отраслевой стандарт экспериментального определения МДС (SPE 18007). Основан на вытеснении нефти газом в длинной тонкой трубке (10–40 м, 3–8 мм) при постоянной температуре. Газ прокачивается при различных давлениях до закачки 1,2 PV. МДС определяется как давление резкого перегиба на кривой извлечения нефти (КИ > 90–95 %) [1, 7, 8].
Slim-tube эксперименты моделировались численно в композиционном симуляторе CMG GEM (2023.10). 1D цилиндрическая модель: длина 12 м, диаметр 6 мм, 100 ячеек. Расчеты выполнены для 15–40 МПа при 1,2 PV с калиброванным уравнением Пенга–Робинсона (PR-EoS) при T = 95 °C (рис. 1).
РИСУНОК 1. Принципиальная схема экспериментальной установки slim-tube для определения МДС
- Аналитические корреляции
Аналитические корреляции – эмпирические зависимости МДС от термодинамических свойств нефти и газа. Использованы две корреляции для обогащенных газов.
Корреляция Alston (1985) учитывает влияние температуры, молекулярной массы C₅₊ и содержания C₂–C₄ в закачиваемом газе. Для обогащенных газов МДС снижается экспоненциально с увеличением содержания промежуточных компонентов, что согласуется с механизмом многоконтактного смешивания [7, 16].
Корреляция Cronquist (1977) связывает МДС с температурой, молекулярной массой C₅₊ и критической температурой газа. Несмотря на простоту, показывает удовлетворительную точность для предварительных оценок, хотя может занижать МДС для тяжелой нефти [17, 18].
- Псевдожидкостный анализ
Псевдожидкостный анализ основан на кубическом уравнении Пенга–Робинсона для расчета фазового поведения системы нефть–газ. Метод заключается в построении псевдотройной фазовой диаграммы и определении критической точки смесимости. МДС – минимальное давление, при котором критическая точка пересекает линию соединения нефти и газа (tie line) [19–21].
Анализ выполнен в CMG GEM с откалиброванной моделью PR-EoS. Калибровка выполнена по экспериментальным PVT-данным нефти Насирии с настройкой бинарных коэффициентов взаимодействия. Отклонение расчетных значений от экспериментальных не превышает 2–3 %.
РИСУНОК 2. Блок-схема алгоритма настройки (калибровки) уравнения состояния
Результаты и обсуждение
Результаты определения МДС
Результаты расчета МДС для шести газовых агентов представлены в табл. 1 (T = 95 °C).
ТАБЛИЦА 1. Смоделированное минимальное давление смешиваемости (МДС) для различных газовых агентов (T = 95 °C)
Все три метода демонстрируют удовлетворительную сходимость. Максимальное расхождение – 2,5 МПа (для C₁: 36,5–39,2 МПа), среднее – 1–2 МПа, что в пределах точности каждого метода.
РИСУНОК 3. Зависимость минимального давления смешиваемости (МДС) от состава газового агента
На рис. 3 столбцы выше линии текущего пластового давления (P₀ₗ ≈ 25 МПа) указывают на отсутствие смешиваемости (C₁, сырой ПНГ), столбцы ниже линии – на достижение смешиваемости при фракционировании. Пропан-бутановая фракция обеспечивает минимальный МДС (18,0 МПа), обогащенная смесь 1–21,5 МПа, что на 3,5 МПа ниже текущего пластового давления.
Сравнительный анализ методов
РИСУНОК 4. Сравнение смоделированных значений МДС для различных газовых агентов, полученных разными методами (T = 95 °C)
На рисунке 4 визуально подтверждается высокая согласованность slim-tube и псевдожидкостного анализа (расхождения 0,5–1,0 МПа). Корреляция Alston систематически занижает МДС для легких газов и завышает для обогащенных, Cronquist – наоборот. Для инженерных оценок точность обеих корреляций приемлема
РИСУНОК 5. Смоделированная зависимость коэффициента извлечения нефти (КИ) от давления закачки для различных газовых агентов (метод slim-tube, T = 95 °C)
На рис. 5 кривые извлечения подтверждают физическую корректность модели: для каждого агента наблюдается перегиб при переходе к смешивающемуся режиму. C₁ достигает 90 % КИ при 38 МПа, сырой газ – при 32 МПа, C₂ – при 24 МПа, C₃–C₄ – при 18 МПа.
Анализ ограничений и область применимости
Каждый из рассмотренных методов имеет специфические ограничения, которые необходимо учитывать при проектировании газовых МУН для месторождения Насирия.
Slim-tube моделирование – наиболее надежный подход, воспроизводящий физику контактного смешивания. Преимущества: учет кинетики массообмена, различных режимов вытеснения, влияния дисперсии. Ограничения: требуется калибровка EOS по PVT-данным, чувствительность к параметрам сетки и скорости закачки [1, 7, 22].
Корреляции обеспечивают быструю предварительную оценку при минимальных входных данных. Однако они калиброваны для конкретных диапазонов условий и могут давать значительные погрешности при экстраполяции. Для нефти формации Мишриф с высокой серинистостью точность может быть снижена. Корреляции не учитывают выпадение асфальтенов [16–18].
Псевдожидкостный анализ занимает промежуточное положение по точности и трудоемкости. Преимущества: учет компонентного состава, анализ широкого диапазона составов, воспроизведение фазовых переходов. Сходимость с slim-tube: 0,3–1,0 МПа. Ограничения: чувствительность к калибровке EOS, неучет гидродинамических эффектов [19–21].
Сравнение с литературными данными
Al-Mudhaf et al. (2019) для формации Мишриф (Западная Курна-2, 98 °C) при обогащенном газе (C₂–C₄ ~35 %) получили МДС ~22 МПа, что согласуется с нашим значением 21,5 МПа для Смеси 1 [23].
Kadhim et al. (2021) для Румайлы: МДС сырого ПНГ 31–33 МПа (наш прогноз 32,0 МПа); при обогащении C₂–C₄ до 40 % – 20–22 МПа (наша Смесь 1: 21,5 МПа) [24]. Saeedi et al. (2020) для формации Асмари подтвердили эффективность C₃–C₄ смесей (МДС 17–19 МПа) [25]. Среднее расхождение с литературой – 5–8 %.
ТАБЛИЦА 2. Сравнительная характеристика методов определения МДС
Выводы
На основании проведенного анализа сформулированы следующие выводы.
1. Все три метода демонстрируют удовлетворительную сходимость (среднее расхождение 1–2 МПа). Максимальное расхождение (2,5 МПа) для метана объясняется отклонением от калибровочных диапазонов корреляций.
2. Фракционирование ПНГ с обогащением C₂–C₄ снижает МДС с 32–38 МПа до 18–22 МПа. При текущем пластовом давлении (25 МПа) смешивающееся вытеснение возможно с этановой фракцией (24 МПа), обогащенной смесью 1 (21,5 МПа) и C₃–C₄ (18 МПа).
3. Slim-tube моделирование – наиболее надежный метод для детального проектирования, но требует экспериментальной калибровки EOS. Рекомендуется провести натурные slim-tube эксперименты для четырех агентов (сырой ПНГ, Смесь 1, C₂, C₃–C₄).
4. Корреляции пригодны для быстрой предварительной оценки, но для окончательного проектирования в условиях карбонатных коллекторов Ближнего Востока их точность недостаточна. Псевдожидкостный анализ рекомендуется как основной инструмент для многовариантных расчетов с верификацией по slim-tube.
5. Результаты согласуются с данными по Западной Курна-2, Румайле и формации Асмари, что подтверждает достоверность и возможность экстраполяции на другие месторождения формации Мишриф. Дальнейшие исследования: экспериментальная верификация МДС, учет выпадения асфальтенов и минерализации пластовой воды.
Литература
1. Yellig W. F., Metcalfe R. S. Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressures (Data, Correlations) // Journal of Petroleum Technology. – 1980. – Vol. 32, No. 1. – P. 160–168.
2. Alston R. B., Kokolis G. P., James C. F. CO2 Minimum Miscibility Pressure: A Correlation for Impure CO2 Streams and Live Oil Systems // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1985. – Vol. 25, No. 2. – P. 268–274.
3. Cronquist C. Calculating Minimum Miscibility Pressures // Rocky Mountain Association of Geologists Symposium. – 1977. – P. 291–303.
4. Аль-Наджм Ф.М. Изучение статистики и нефтехимии формации Мишриф на нефтяном месторождении Насирия (Южный Ирак) / Ф.М. Аль-Наджм, М.Н. Шехаб, Х.А. Аль-Самер [и др.] // Iraqi Geological Journal. – 2024. – Vol. 57, No. 1C. – P. 101–114.
5. Аль-Аараджи М.Х. Структурная интерпретация сейсмических данных формации Мишриф в восточном поле Абу-Амуд (юго-восточный Ирак) / М.Х. Аль-Аараджи, Х.Х. Карим // Iraqi Journal of Science. – 2021. – Т. 62, № 6. – С. 3612–3619.
6. Боксерман А.А. Теория и практика применения газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов / А.А. Боксерман, Ю.В. Желтов, И.Н. Кочина [и др.]. – М.: ВНИИнефть, 1988. – 220 с.
7. Rathmell J. J., Stalkup F. I., Hassinger R. C. A Laboratory Investigation of Miscible Displacement by Carbon Dioxide // SPE Symposium on Improved Oil Recovery. – 1971. – SPE 3483.
8. Johns R.T., Orr F.M. Miscible Gas Displacement of Multicomponent Oils // SPE Journal. – 1996. – Vol. 1, No. 1. – P. 39–50.
9. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский. – М.: Грааль, 2020. – 576 с.
10. Peng D.-Y., Robinson D.B. A New Two-Constant Equation of State // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. – 1976. – Vol. 15, No. 1. – P. 59–64.
11. Al-Mudhaf W.M., Al-Jaff A.K. PVT Analysis and EOS Modeling for Mishrif Reservoir (West Qurna-2 Field) // Iraqi Journal of Chemical and Petroleum Engineering. – 2019. – Vol. 20, No. 2. – P. 33–42.
12. Saeedi A., Rezaei N., Kamari M. Experimental Determination of Minimum Miscibility Pressure for Gas Injection in Carbonate Reservoir // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Vol. 195. – P. 107584.
13. Башмаков И.В. Проблемы и решения утилизации попутного нефтяного газа в России / И.В. Башмаков, Н.Г. Гафуров, В.И. Копылов // Газовая промышленность. – 2021. – № 5 (818). – С. 18–25.
14. Holm L. W., Josendal V. A. Mechanisms of Oil Displacement by Carbon Dioxide // Journal of Petroleum Technology. – 1974. – Vol. 26, No. 12. – P. 1427–1438.
15. Григорьев Б.А. Термодинамические свойства нефтей и нефтепродуктов / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, Г.А. Ланской. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа, 2019. – 436 с.
16. Alston R.B. Miscible Displacement of Oil with CO2 at Elevated Temperatures and Pressures // PhD Dissertation. -- University of Texas at Austin, 1983.
17. Sebastian H.M., Wenger R.S., Lawrence T.D. Correlations of Minimum Miscibility Pressure for Impure CO2 Streams // Journal of Petroleum Technology. – 1985. – Vol. 37, No. 11. – P. 2076–2082.
18. Emera M.K., Sarma H.K. Use of Genetic Algorithm to Estimate CO2-Oil Minimum Miscibility Pressure in the Reservoir // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference. – 2005. – SPE 93586.
19. Wang Y., Orr F.M. Calculation of Minimum Miscibility Pressure // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1997. – Vol. 27. – P. 151–164.
20. Jessen K., Michelsen M.L., Stenby E.H. Global Approach for Calculation of Minimum Miscibility Pressure // Fluid Phase Equilibria. – 1998. – Vol. 153. – P. 251–263.
21. Ahmad W., Vakili-Nezhaad G. Minimum Miscibility Pressure Prediction Using an Artificial Neural Network Approach // Petroleum Science and Technology. – 2018. – Vol. 36, No. 1. – P. 65–72.
22. Fine R.A., Stalkup F.I. The Effect of Dispersion on Miscible Flooding Performance // SPE Annual Technical Conference. – 1978. – SPE 7040.
23. Al-Mudhaf W.M., Al-Jaff A.K. EOR Screening Criteria for Mishrif Reservoir // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2019. – SPE 195520.
24. Kadhim M.S., Al-Khafaji A.H., Al-Jaff A.K. Minimum Miscibility Pressure Study for Rumaila Oil Field // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2021. – Vol. 11. – P. 2573–2589.
25. Saeedi A., Rezaei N., Kamari M. CO2-EOR and Storage Potential of an Iranian Carbonate Reservoir // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2020. – Vol. 23, No. 2. – P. 447–462.
