Влияние растворенного в воде газа на технологические показатели разработки месторождений углеводородов

Анализ роста газового фактора показывает, что, наряду с внутрипластовым разгазированием в призабойной зоне и горизонтальных скважинах, оснащенных электроцентробежными насосами, при снижении забойного давления ниже давления насыщения, в качестве возможной причины можно рассматривать поступление газа, растворенного в добываемой воде. Согласно выполненной оценке в воде в зависимости от термобарических (пластовых) условий при многократном контакте с нефтью может быть растворено от 1 до 2,5-2,7 м³/м³ газа, что при обводненности до 90-93 % является существенной величиной с точки зрения выносимых объемов газа. При этом, поскольку подготовленная закачиваемая вода дегазирована перед закачкой, в процессе ее циркуляции в пласте отмечается диффузионный массоперенос компонентов углеводородной жидкости (особенно метана, азота, диоксида углерода) до достижения состояния насыщения с одновременным снижением фактической подвижности остаточной нефти.

Существующие методы учета продукции не позволяют с высокой степенью достоверности проводить дифференциацию попутно добываемого газа на растворенный в нефти и растворенный в воде. В связи с этим разработка расчетных методов дифференциации попутного газа, позволяющих в промысловых условиях выделить источник его образования, является актуальной задачей повышения эффективности разработки газонефтянных залежей с контактными запасами. Решение этой задачи позволит не только обеспечить рациональный подход к пользованию недрами, но и повысить степень выработки запасов рассматриваемых залежей. Также это необходимо при управлении процессами разработки многофазных залежей, в частности при обосновании технологических параметров эксплуатации добывающих скважин.

Список литературы

1. Методические рекомендации по комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых компонентов. // М.: ФГУ «ГКЗ», – 2007. – 15 с.

2. Гультяева Н.А. Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработки методов идентификации его источников: дисс… канд. техн. наук. – Тюмень, 2015.

3. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти /И.М. Амерханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнева, М.Р. Катаева // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 6. – С.16-18.

4. Шейх-Али (Тынышпаев) Д.М., Юлбарисов Э.М., Валеев М.Д. Методика определения остаточных ресурсов газа в процессе разработки нефтяных месторождений / // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С.32-33.

5. Промысловые исследования газового фактора по объектам разработки нефтяных месторождений / И.С. Игнатов, Е.В. Лозин, Р.Н. Имашев,В.Н. Федоров // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. – С. 48-50.

6. Гультяева Н.А., Тощев Э.Н. Массообмен в системе нефть - газ - вода и его влияние на добычу нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2013. –№10. – С. 100-103.

7. Гультяева Н.А., Крикунов В.В. Влияние количества газа, растворенного в пластовой воде, на распределение объемов составляющих добываемой продукции скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 40-43.

8. Фоминых О.В. Исследование фазовых равновесий углеводородов и разработка метода их расчета для снижения потерь нефти при разработке месторождений: дисс… канд. техн. наук. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.

9. Dodson C.B., Standing M.B. Pressure – Volume – temperature solubility relation for natural gas – water mixtures.- Drilling and Products Practice: API, 1944.

10. Намиотт А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. – М.: Недра, 1976. – 183 с.