Труды всероссийской научно — практической конференции «Актуальные вопросы и инновационные решения в нефтегазовой отрасли», Самара 2020 г.

УЧЕТ НЕНЬЮТОНОВСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В ПРОЦЕССЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Никитин А.В. NikitinAV@samnipi.rosneft.ru Каллин И.В. KallinIV@samnipi.rosneft.ru Рощин П.В. roschinpv@samnipi.rosneft.ru Киреев И.И. ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара

Аннотация
В работе рассмотрены исследования влияния зависимости вязкости от градиента давления высоковязких нефтей на физические процессы разработки месторождений и их моделирование.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, скважина, моделирование
Abstract
The paper considers the study of the influence of the dependence of viscosity on the pressure gradient of high-viscosity oils on the physical processes of field development and their modeling.
Keywords: high-viscosity oil, well, modeling.
В настоящий момент на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции активно вводятся в разработку всё новые месторождения высоковязкой нефти.
Установлено, что высоковязкие нефти Самарской области в виду повышенного содержания в своем составе асфальтенов, смол и парафинов обладают неньютоновскими свойствами, например, зависимостью вязкости от напряжения сдвига, тиксотропией и т.д. [1-4]. Целью данной работы является исследование влияния зависимости вязкости от градиента давления высоковязких нефтей на физические процессы разработки месторождений и их моделирование.
Для неньютоновской нефти характерно нарушение закона вязкого трения Ньютона, т.е. фильтрация жидкости в пласте проходит по нелинейному закону [1-4].
При фильтрации неньютоновской нефти к скважине зону дренирования возможно условно разделить на 3 участка. Отличия этих участков заключены в разных скоростях фильтраций, так как вязкость неньютоновской нефти, а значит и скорость её фильтрации зависят от градиентов давления [1-4].
Вследствие влияния неньютоновских свойств нефти, при разработке месторождений ВВН возможно возникновение невыработанных зон в областях низких градиентов давления и, как следствие, недостижение проектного КИН [1-4].
С целью подтверждения наличия влияния неньютоновских свойств на проектирование сетки скважин и КИН, произведены расчеты на секторной ГДМ с прямой площадной пятиточечной системой заводнения. Расстояние между скважинами варьировалось в диапазоне от 200 до 600 м.
Результаты расчетов показали, что КИН при расчете с учетом неньютоновских свойств заметно ниже, чем при расчете без учета неньютоновских свойств.
В подобных случаях, для достижения значения КИН, утвержденного по проекту необходимо либо выбирать сетку скважин с большей плотностью, либо применять различного вида геолого-технологические мероприятия (ГТМ).
Рассмотрим подробнее ситуацию, сложившуюся в варианте расчета с расстоянием между скважинами 300 м. Для достижения проектного значения КИН в данном варианте при учете неньютоновских свойств необходимо уменьшать расстояние между скважинами до 200 м.
Помимо уплотнения сетки скважин был протестирован комплекс методов воздействия на продуктивный пласт, а именно одновременное снижение забойного давления в добывающих скважинах и закачка раствора полимера в нагнетательные скважины.
По результатам расчетов, проведенные мероприятия позволили приблизить КИН в расчете с учетом неньютоновских свойств к проектному показателю.
Далее, с целью оценки влияния неньютоновских свойств на охват залежи разработкой, были выполнены расчеты на полномасштабной модели одного из пластов Северной группы месторождений АО «Самаранефтегаз».
В результате расчета выявлено указанное ранее осложнение — наличие невыработанных зон между скважинами при недостижении градиентов давления сдвига. При этом различие в накопленной добыче нефти составило 64 тыс. тонн в пользу расчета без учета неньютоновских свойств.
На полномасштабной модели объекта с учетом неньютоновских свойств был протестирован ряд различных ГТМ. В результате получен наиболее эффективный комплекс мероприятий, позволивший выработать зону с ранее недостаточным для этого градиентом давления и увеличить накопленную добычу нефти на 21 тыс. тонн.
В полученный комплекс необходимых мероприятий вошли:
1) Ввод новой добывающей скважины (ВНС);
2) Перевод одной из добывающих скважин в ППД при достижении на ней 98 % обводненности продукции;
3) Снижение забойного давления на всех добывающих скважинах до 2 атм.
По результатам данных расчетов можно сделать следующие выводы:
• Учет неньютоновских свойств позволяет получить более реальную картину процесса разработки месторождения;
• Результаты расчетов показывают значительное влияние неньютоновских свойств на накопленную добычу по пласту;
• Выявлено положительное влияние различных ГТМ на невыработанные зоны и накопленную добычу нефти, отработана методика локализации остаточных запасов;
Список используемых источников информации:
1. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Коновалов В.В., Мардашов Д.В., Тананыхин Д.С., Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области. Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: Технические науки. 2013. № 2 (38). С. 197-205.
2. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
3. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. — 221 с.
4. Зиновьев А. М., Ольховская В. А., Максимкина Н. М. Проектирование систем разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов исследования скважин на приток //Нефтепромысловое дело. – 2013. – №. 1. – С. 5-14.

Скачать статью