Однако положительный эффект от пониженной вязкости нивелируется повышенным газосодержанием. Выделившийся в призабойной зоне, а иногда и в объеме пласта, газ снижает подвижность в разы, что переводит месторождение в категорию проблемных [1].

Закачка воды после отработки добывающих и перевод в ППД низкодебитных скважин не решает проблему, но приводит к другой — авто-ГРП. Этот эффект был изучен в работе [2] на примере одного из месторождений в Западной Сибири. По результатам исследований можно сделать вывод, что система ППД, основанная на закачке воды, для месторождений легкой нефти может быть не эффективной, особенно при наличии длительной отработки. Основным аргументом в пользу закачки газовых композиций является состав нефти всего с 30% неиспаряющихся компонент. В этих условиях возможно достижение смешивающегося вытеснения и снижение остаточной нефтенасыщенности (теоретически до нуля), исчезает поверхность раздела между вытесняемой и вытесняющей фазой.

Корректное воспроизведение физико-химических процессов, происходящих при закачке газа различного состава, возможно только с применением композиционного моделирования, при котором есть учет межфазного массообмена.

Это приводит к ошибкам в определении свойств пластовой нефти. Это особенно опасно для месторождений с высоким газосодержанием и отсутствием газовой шапки (т.к. не ясно давление насыщения, а для залежей с газовой шапкой его можно принять равным давлению на ГНК). Занижение давления насыщения может приводить к ошибке при выборе режима разработки и потере большого количества извлекаемой нефти [2].

Основываясь на практическом опыте, можно утверждать, что первый путь наиболее предпочтителен [4].

В таблице приведен компонентный состав пластовой нефти, принятый для моделирования.

Эффективность процесса вытеснения нефти газом определяется составом вытесняющего флюида и нефти, температурой и давлением [5]. Максимальное вытеснение нефти обеспечивает смешивающееся вытеснение (Квыт>90%), что обеспечивается полным подавлением капиллярных сил. Для низкопроницаемых коллекторов снижение межфазного натяжения до сверхнизких значений (или нуля) способствует проникновению флюида в малые по размеру поры.

Смешивающееся вытеснение обычно подразделяют на смешивающееся вытеснение при первом контакте, когда вытесняющий флюид и нефть являются смешивающимися жидкостями, и многоконтактное, когда смесимость достигается в результате массообмена между флюидами. Для достижения многоконтактной смесимости требуется достаточно большое время и путь фильтрации газа в нефтенасыщенной пористой среде. Если массообмен между нефтью и газовым агентом не приводит к достижению полной смесимости, то имеет место режим ограниченно-смешивающегося вытеснения нефти газом. Ограниченно-смешивающийся режим менее эффективен, чем режим полной смесимости. Если массообмен между нефтью и газом незначительно влияет на состав и свойства флюидов, то имеет место крайний случай ограниченно-смешивающегося вытеснения — несмешивающееся вытеснение нефти газом. Несмешивающийся режим вытеснения нефти газом наименее эффективен [3].

Очень удобно представлять состав системы «нефть-растворитель (газ)» в виде комбинации трех псевдокомпонентов: легкого компонента (обычно это вытесняющий агент, например, метан, жирный газ и т.п.), среднего промежуточного компонента (легкие углеводороды) и тяжелого компонента (тяжелые углеводороды нефти) [5].

Состав пластовой нефти переходит в критический при давлении в 370 атм. Это давление выбрано как предельное.

При закачке сухого газа в пластовую систему будет наблюдаться механизм одноконтактного смешивающего вытеснения, представленный на рис. 2. При одномерном вытеснении флюидов метаном нефть находится во внутренней части тройной диаграммы, что означает, что изначально в нефти присутствует какой-то из легких компонентов. Линия, соединяющая состав нефти и состав метана (прямолинейная траектория разбавления растворителя и нефти), не пересекает двухфазную область, т.е. их смесь будет состоять из единой фазы, которая плавно изменяется по составу от исходной нефти до неразбавленного растворителя. В этом случае мы имеем вытеснение, которое полностью происходит в одной фазе и является смешивающимся при первом контакте [3]. Однако, как видно из рис. 2, для пластовой нефти изучаемого месторождения и закачиваемого метана, одноконтактного смешивающегося, вытеснения происходить не будет. Смешивание в первом контакте может обеспечить только состав с 40% концентрацией фракций С2-С5.

Рассмотрим диаграмму, представленную на рис. 1б. Закачиваемый газ в данном случае полностью состоит из легкого компонента. Вытеснение не является смешивающимся при первом контакте, т.к. траектория разбавления проходит через двухфазную область. Представим ряд ячеек, которые являют собой проницаемую среду при одномерном вытеснении. Первая ячейка изначально содержит нефть, к которой мы добавляем какое-то количество растворителя таким образом, что общий состав обозначается как М1. Смесь разделится на две фазы — газ G1 и жидкость L1, состав которых определяется рабочими линиями равновесия. Газ G1 обладает гораздо большей подвижностью, чем L1 и эта фаза поступит преимущественно во вторую ячейку смешения, образуя смесь М2. Жидкость L1 остается позади, смешиваясь с более чистым растворителем. Во второй ячейке смесь М2 разделяется на газ G2 и жидкость L2; G2 течет в третью ячейку, образуя смесь М3 и т.д.

В какой-то n-ячейке (после третьей) газовая фаза настолько обогатится средними компонентами, что больше не образует две фазы при смешивании с нефтью. С этого момента все составы, участвующие в вытеснении, будут располагаться на линии между составом сырой нефтью и точкой, касательной к бинодальной кривой. Вытеснение становится смешивающимся при составе растворителя, заданном точкой касания к бинодальной кривой. Смесимость с нефтью достигнута в результате того, что растворитель обогатился промежуточными компонентами.

Забойное давление на добывающих скважинах — 100 атм. в соответствии с историческим, забойное давление на водонагнетательных скважинах — 400 атм. (ниже давления авто-ГРП), на газонагнетательных — 350 атм. (в соответствии с возможностями компрессоров). С целью недопущения масштабного развития процесса разгазирования, нагнетательный фонд вводится в эксплуатацию без отработки на нефть.

термодинамическое моделирование, жидкие углеводороды, испарение нефти, закачка газа, вытесняющий агент, смесимость

Компьютерное моделирование пластовой углеводородной системы, термодинамическое моделирование.

М.Ю. Данько. Эффективность методов увеличения КИН, основанных на межфазном массообмене. Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 31-34. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10072

30.01.2020

УДК 622.276
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10072