Фильтрационные исследования влияния забойного давления на фазовую проницаемость для нефти и вязкость нефти при частичном разгазировании

UDK: 622.276:53

DOI: 10.24887/0028-2448-2023-7-16-20

Ключевые слова: комплекс оборудования по вакуумированию скважин, откачка газа из затрубного пространства скважины, вязкость, плотность, фильтрационные исследования, проницаемость, керосин, водонасыщенность

Авт.: А.А. Исаев (ООО УК «Шешмаойл»), к.т.н., Р.Ш. Тахаутдинов (ООО УК «Шешмаойл»), В.И. Малыхин (ООО УК «Шешмаойл»), А.А. Шарифуллин (ООО УК «Шешмаойл»), к.т.н.

В статье приведены результаты исследования физических свойств пластовых жидкостей нефтяных месторождений при повышенных депрессиях на пласт в результате отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважин. Подготовка пористых сред проведена с применением метода центрифугирования, в связи с его большей точностью и меньшей трудоемкостью в сравнении с методами капиллярной пропитки или полупроницаемых мембран. Создание рекомбинированной (газонасыщенной) пробы пластовой нефти и ее ступенчатое разгазирование позволило определить степень снижения вязкости и плотности нефти. Каждую частично дегазированную нефть исследовали в монофазной области в диапазоне от давления насыщения нефти на этой ступени до пластовое давления. В процессе снижения давления плотность и вязкость монофазной нефти снижались. При сопоставлении плотности и вязкости при давлениях насыщения каждой частично дегазированной пластовой нефти установлено, что при выделении газа с каждой ступенью плотность и вязкость нефти увеличивались (плотность – на 0,7 %, вязкость – на 23 %). Растворение газа не приводит к значительному (кратному) уменьшению плотности и вязкости пробы. Это связано с тем, что дегазированная нефть изначально является битуминозной (плотность – более 895 кг/м³) с низким газосодержанием и давлением насыщения. В ходе исследований обнаружено, что при некоторых значениях проницаемостей (менее 2·10^-3 мкм²) при связанной водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти равна (в пределах погрешности замера 5 %) фазовой проницаемости для керосину. Данный эффект связан с псевдопластичными свойствами нефти. Конечные результаты замера фазовой проницаемости как для нефти так и для керосина, с учетом погрешности измерения 5 %, не влияют на дальнейшие расчеты. Снижение забойного давления при газовых факторах не более 40 м³/т не оказывает заметного влияния на проницаемость пласта для нефти, поэтому применение комплексов для принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины (КОГС) не снижает приток пластовой жидкости к забою скважины.

Список литературы

1. Oil production stimulation by creating a vacuum in the annular space of the well / A.A.Isaev, R.Sh.Takhautdinov, V.I.Malykhin, A.A.Sharifullin // SPE-198401-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/198401-MS.

2. Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Обоснование создания вакуума в затрубном пространстве скважины // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 1. – С. 60–64. – DOI: 10.30713/0207-2351-2020-1(613)-60-64.

3. Разработка автоматизированного комплекса по отбору газа из скважин / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 12. – С. 65–72.

4. Эффективность удаления газа из скважины / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Георесурсы. – 2018. – № 20(4). – Ч. 1. – С. 359–364. – https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.359-364

5. Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Исследование физических свойств нефти и основных показателей эксплуатации скважины при создании вакуума в затрубном пространстве скважины // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 5. – С. 46–52. – DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-46-52

6. Разработка комплекса КОГС-1М для откачки попутного нефтяного газа из затрубного пространства скважины / Р.Ш. Тахаутдинов, А.А. Исаев, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Бурение и нефть. – 2021. – № 9. – С. 9–13.

7. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: Издательский Дом – Юг, 2016. – 576 с.

8. Брехунцов А.М. История освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и вопросы воспроизводства минерально-сырьевой базы на современном этапе // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2010. - № 3. – С. 20—25.

9. Измерение свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины пластовой воды / А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин // Нефтепромысловое дело. –2018. – № 12. – С. 59–63. – DOI: 10.30713/0207-2351-2018-12-59-63.

10. Гудок Н.С., Богданович Н.Г., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.

11. Тиаб Дж., Дональдсон Э.Ч. Петрофизика: Теория и практика, изучение коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / пер. с англ. – М.: ООО «Премиум-Инжиниринг», 2009. – 868 с.

12. Cannella W.J., Huh C., Seright R.S. Prediction of xanthan rheology in porous media // SPE-18089-MS. – 1988. – https://doi.org/10.2118/18089-MS.