Частичная дегазация нефти в пласте

Условия фильтрации и вытеснения нефти можно значительно улучшить, если понизить ее предельное динамическое напряжение сдвига. При этом пони­зится градиент динамического давления сдвига нефти в пористой среде. Анома­лии вязкости у такой нефти будут иметь место лишь при очень низких градиен­тах давления и, следовательно, в незначительной части объема пласта.

Добиться уменьшения предельного динамического напряжения сдвига пла­стовой нефти можно снижением газосодержания, но, конечно, при соблюдении условия, что температура насыщения нефти парафином останется ниже пласто­вой температуры.

Основными компонентами растворенного в пластовой нефти газа являются азот, метан, этан, пропан. Растворимость азота в нефти ниже, чем у остальных компонентов попутного газа. При снижении пластового давления ниже давления насыщения, из нефти прежде всего начнет выделяться азот, а затем вместе с ним метан. При выделении из нефти азота вязкость ее меняется незначительно. В то же время предельное динамическое напряжение сдвига и градиент динамическо­го давления сдвига существенно снизится, т. к, именно азот и метан оказывают наиболее сильное структурообразующее влияние на асфальтены в нефти.

Таким образом, уменьшить аномалии вязкости нефти можно путем частич­ной дегазации нефти в пласте. Временное снижение пластового давления ниже давления насыщения при разработке залежи сопровождается возрастанием газо­вых факторов в эксплуатационных скважинах. Добываемый газ будет обогащен азотом. Состав газа, остающегося в пластовой нефти, изменится - азота в нем останется меньше. Время, в течение которого должна проводиться эксплуатация залежи с пластовым давлением ниже первоначального давления насыщения, может быть определено без особых затруднений, если установить то предельное содержание азота в пластовой нефти, к которому следует стремиться. При про-

ведении этого процесса необходим тщательный контроль за количеством и со­ставом добываемого попутного газа. Затем, сокращением темпов отбора жидко­сти и увеличением закачки воды в пласт, давление в нем должно быть увеличено выше давления насыщения. Выделившийся в пласте газ вновь растворится в нефти. В результате изменения состава растворенного в пластовой нефти газа предельное динамическое напряжение сдвига и градиент динамического давле­ния сдвига нефти уменьшаются.

При разработке нефтяных месторождений обычно не допускают уменьше­ния пластового давления ниже давления насыщения. Действительно, длительная эксплуатация залежи при непрерывно снижающемся пластовом давлении при­водит к ухудшению нефтепроницаемости пород вследствие насыщения их выде­лившимся из нефти газом. Коэффициент нефтеотдачи из-за этого может ока­заться очень низким. Временное уменьшение пластового давления ниже давле­ния насыщения к таким нежелательным последствиям не приводит. Наоборот, из-за уменьшения аномалий вязкости нефти, условия разработки залежи улуч­шаются.

При разработке многих нефтяных месторождений в нашей стране допуска­лось временное снижение пластового давления ниже давления насыщения. Так, сводовая часть пласта Шкаповского месторождения с 1957 по 1961 год эксплуа­тировалась при пластовом давлении ниже давления насыщения. При этом со­держание азота в добываемом с нефтью газе после восстановления пластового давления уменьшилось, нефтепроницаемость пласта восстановилась, а на от­дельных участках превысила первоначальную.

Тепловое воздействие

Нагрев нефти препятствует образованию структуры из агрегатов асфальте-нов или парафинов. С повышением температуры, как это показано было выше, уменьшаются вязкость нефти с неразрушенной структурой, предельное динами­ческое напряжение сдвига и градиент динамического давления сдвига.

Увеличение температуры нефти из пластов нижнего карбона до 50 °С уменьшает эти реологические параметры в несколько раз. Тиксотропные свой­ства нефти при повышенной температуре выражены очень слабо. Повышение температуры сверх 50°С вызывает уже менее интенсивные изменения реологи­ческих параметров, и при 80°С аномалии вязкости нефти хотя и незначительные, но сохраняются.

Характерно, что чем выше аномалии вязкости у пластовой нефти, тем за­метнее они уменьшаются с ростом температуры.

У парафинистых нефтей зависимость аномалии вязкости от температуры несколько иная. У таких нефтей аномалии вязкости появляются при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти парафином. Пока температу­ра не снизится до так называемой температуры массовой кристаллизации пара­фина, необратимого затухания фильтрации в пористой среде не происходит. Имеет место обратимость процесса: если восстановить температуру до началь­ной пластовой, реологические и фильтрационные свойства нефти восстанавли­ваются.

Когда температура снижается ниже температуры массовой кристаллизации парафина, происходит необратимое затухание фильтрации, увеличение вязкости нефти с разрушенной и неразрушенной структурой, предельного динамического напряжения сдвига, градиента динамического давления сдвига. Для их восста­новления нефть требуется нагреть до температуры, на десятки градусов превы­шающей первоначальную температуру насыщения нефти парафином.

У пластовых нефтей Башкирии, Татарии, Ухты, Узени интервал между тем­пературой насыщения и массовой кристаллизациии составляет 10...20°С.

Приведенные сведения показывают, что аномалии вязкости нефти в пласте можно уменьшить при тепловом воздействии. Для нефтей Башкирии, Татарии температура нагрева нефти в пласте должна быть не ниже 50 °С.

При разработке залежей высокопарафинистых нефтей следует не допускать снижения пластовой температуры ниже температуры массовой кристаллизации парафина, когда происходят необратимые процессы выпадения из нефти пара­фина в пористой среде.