Молчанова А.Г. и др. Основы нефтегаз. дела (2015 г.)

Министерство образования и науки Российской Федерации РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

А. Г. Молчанова Л. Н. Назарова Е. В. Нечаева

ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА Учебное пособие

Москва 2015

УДК /622.276+622.279/(075)

Молчанова A. Г., Назарова Л. Н., Нечаева Е. В. Основы нефтегазового дела. Учебное пособие / Под ред. И. Т. Мищенко. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2015. – 170 с. Изложены основные положения физики нефтяного и газового пласта, понятия и методы расчета процессов разработки нефтяных месторождений при различных способах воздействия. Представлены основные схемы и принцип действия технических средств для добычи нефти, описаны основные технологические процессы в нефтегазодобыче, первичном сборе и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин. В каждом разделе содержат наиболее характерные задачи, иллюстрирующие текстовый материал. Пособие предназначено для самостоятельной работы студентов факультетов: автоматики и вычислительной техники, инженерно-экономических, геолого-разведочных и механических нефтяных вузов дневного и вечернего отделений.

 Молчанова А. Г., Назарова Л. Н., Нечаева Е. В., 2015  РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2015

Содержание 1. ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ............................................................................... 1.1. Коллекторские свойства горных пород .............................................. 1.2. Физические свойства природных газов и нефти .............................. 1.3. Задачи ........................................................................................................

4 4 13 27

2. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ................................. 2.1. Основные понятия и определения ....................................................... 2.2. Основные технологические показатели разработки ....................... 2.3. Соотношения объемов углеводородов в пластовых условиях и на поверхности ................................................................................................ 2.4. Ввод нефтяного месторождения в разработку .................................. 2.5. Задачи ........................................................................................................ 2.6. Режимы пластов ...................................................................................... 2.7. 3адачи ........................................................................................................ 2.8. Режим растворенного газа ..................................................................... 2.9. Заводнение ................................................................................................ 2.10. Методы увеличения нефтеотдачи ......................................................

48 49 51 54 63 66 70 97

3. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ .................................................................................................................... 3.1. Основные понятия и положения .......................................................... 3.2. Этапы и периоды разработки ............................................................... 3.3. Определение продуктивности средней скважины ........................... 3.4. Режимы разрабатываемой залежи....................................................... 3.5. Системы расстановки скважин ............................................................

116 116 116 118 119 120

4. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ. ОСНОВНЫЕ СХЕМЫ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ................................................................ 4.1. Фонтанный способ эксплуатации скважин ....................................... 4.2. Газлифтный способ эксплуатации скважин ...................................... 4.3. Эксплуатация скважин установками скважинных штанговых насосов (УСШН) ............................................................................................. 4.4. Эксплуатация скважин установками погружных электроцентробежных насосов (УПЭЦН) ...................................................................... 4.5. Задачи ........................................................................................................

36 36 45

123 123 128 136 144 149

5. УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН.............................. 5.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) ............................................... 5.2.Кислотные обработки .............................................................................. 5.3. Задачи ........................................................................................................

154 155 157 159

6. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА .................................................. 6.1. Требования, предъявляемые к системам сбора и подготовки продукции добывающих скважин .............................................................. 6.2. Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции нефтегазодобывающего предприятия ................................... 6.3. Задачи ........................................................................................................

164 164 165 166

Литература ............................................................................................................. 170

3

1. ФИЗИКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ПЛАСТА. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ 1.1. Коллекторские свойства горных пород 1.1.1.Типы коллекторов К основным коллекторам нефти и газа относятся пористые осадочные породы: – песчаники – сформировавшиеся из зерен песка, сцементированные частицами кварца, карбоната кальция, окиси железа и глины. Химический состав: SiO2; плотность 2650 кг/м3; – известняки – состоящие, в основном, из карбоната кальция. Химический состав: CaCO3; плотность 2710 кг/м3; – доломиты – состоящие, в значительной степени, из кальциума магнезия карбоната. Химический состав: CaMg (CO3)2; плотность 2870 кг/м3; другие, которые вместе с окружающими их плотными породами образуют в земной коре складки (ловушки). В таких складках могут создаваться условия для накопления в поровом пространстве углеводородов и сохранения их в течение геологических периодов. Углеводороды в пластовых условиях могут находиться в газообразном, жидком и полутвердом состоянии. Газ и нефть располагаются в повышенных зонах структур; обычно они подстилаются пластовой водой. Выделяют пять условий – необходимых и достаточных – для формирования залежи углеводородов: 1) необходимое количество органического вещества, залегающего достаточно глубоко для того, чтобы под воздействием температуры, давления и времени оно превратилось в углеводороды; 2) пути миграции углеводородов; 4

3) наличие коллектора; 4) образование ловушки для аккумуляции углеводородов на путях миграции; 5) непроницаемые породы – покрышки, окружающие коллектор. Характерная особенность большинства коллекторов – слоистость их строения и неоднородность свойств во всех направлениях. Различают три основных типа коллекторов – гранулярный (поровый), трещинный, каверновый (кавернозный): гранулярный – поровое пространство состоит из межзерновых полостей; трещинный – поровое пространство образовано системой трещин, при этом блоки малопроницаемы и практически не участвуют в процессах фильтрации; каверновый – поровое пространство состоит из каверн, размер которых на порядок больше пор. Ни одно месторождение не вводится в разработку без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов. В процессе разработки условия залегания природных флюидов в пласте изменяются. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике – в зависимости от изменения пластового давления, температуры и др. 1.1.2. Гранулометрический состав. Удельная поверхность Гранулометрический состав горной породы – содержание в ней зерен различной крупности, выраженное в процентах от их массы. Размеры частиц коллекторов углеводородов находятся в пределах 0,01–1 мм. От степени дисперсности горной породы зависят ее пористость, проницаемость, удельная поверхность. 5

Удельная поверхность – суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Из-за небольших размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки удельная поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет полное извлечение нефти из породы. = Fуд

F

nf

Vобр

Vобр

=

,

(1.1)

где Fуд – удельная поверхность горной породы, м2/м3; F – суммарная поверхность частиц, м2; Voбp – объем образца, м3; n – число зерен; f – площадь поверхности частицы, м2. Известны две наиболее простые модели основных типов коллекторов, позволяющих с достаточной (для инженерных расчетов) степенью точности вычислять значения основных параметров породы. Для коллекторов гранулярного типа – модель «фиктивный грунт», для коллекторов трещинного типа – модель «идеальный грунт». Фиктивный грунт – совокупность сферических частиц одного диаметра, уложенных определенным образом. Основным элементом фиктивного грунта является ромбоэдр, который получается, если принять центры восьми соприкасающихся частиц за вершины углов. В зависимости от острого угла θ боковой грани ромбоэдра укладка шаров более или менее плотная. Угол θ изменяется от 60° до 90°. Углу θ = 60° соответствует наиболее плотная укладка шаров, углу θ = = 90° – наиболее свободная.

Fуд =

6(1 − m) d

,

(1.2)

где d − диаметр шарообразной частицы, м; 6

m= 1 −

π 6(1 − cos θ) 1 + 2 cos θ

,

(1.3)

где m – коэффициент пористости, д.е.; θ − угол укладки. Идеальный грунт − совокупность прямолинейных цилиндрических капилляров одного диаметра и длины. Удельная поверхность для модели идеального грунта с диаметром трубок d равна:

F=

4 d

.

(1.4)

Так как размеры частиц обусловливают их общую поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и капиллярно удержанной нефти. Остаточная нефтенасыщенность рассчитывается по формуле:

Sност =

Fуд δ mVобр

,

(1.5)

где δ − толщина пленочной нефти. 1.1.3. Пористость горных пород Пористость горных пород – наличие в них пор, пустот, численно характеризующаяся коэффициентами полной и открытой пористости. Коэффициент полной (физической) пористости m это отношение объема всех присутствующих в образце (пласте) пор (трещин, каверн) Vпор к видимому его объему Voбp.

m=

Vпор Vобр 7

.

(1.6)

Природные поры можно разделить на открытые (сообщающиеся друг с другом) и закрытые (изолированные друг от друга). Коэффициент открытой пористости mо − отношение объема открытых, сообщающихся пор Vо.пор в образце породы к видимому его объему Vo6p:

m=

Vо.пор Vобр

.

(1.7)

Полезную емкость формируют лишь сообщающиеся между собой открытые поры. Тип связанности пор является определяющим фактором при формировании технологической полезной емкости пласта. Под полезной емкостью пласта понимается объем порового пространства, который может содержать и отдавать углеводороды при данной технологии разработки. Имеется достаточно примеров, когда при традиционных технологиях воздействия на пласт он оказывается непродуктивным, однако применение специальных технологий позволяет получать промышленные притоки нефти и газа и из таких пластов. Связность пор зависит от структуры порового пространства, типа флюидов, заполняющих поровый объем, и от воздействия на пласт физических полей. Поэтому связность пор имеет смысл разделить на чисто геометрическую, характеризующую максимально возможную связность только по поровой структуре, и физическую, которая учитывает влияние эффектов взаимодействия фаз в системе «скелет – флюиды» и физических полей на связность пор. Важно также выделить технологическую связность пор, так как некоторые технологии могут уменьшать физическую связность (например, из-за падения пластового давления при первичной добыче), а некоторые могут ее увеличивать (гидроразрыв, кислотные обработки и др.). 8

По форме пустóты делятся на поры, каверны и трещины. Характер пустотного пространства контролирует тип и величину пористости пласта. По физической сущности коэффициент пористости является скалярным свойством, характеризующим концентрацию пор в единице объема пласта. Коэффициент пористости обладает свойством аддитивности. Общую пористость можно представить в виде: Vгран + Vтр + Vкав (1.8) m= = mгран + mтр + mкав , V

где Vгран, Vтр, Vкав − объемы гранулярных (межзерновых) пор, трещин и каверн, mгран, mтр, mкав − коэффициенты гранулярной, трещинной и кавернозной пористости. Для промысловой практики выделение преобладающего типа пористости имеет большое значение, так как технологии разработки пластов с различными типами пористости различны. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. Первичные − пустоты, образовавшиеся в процессе осадконакопления и формирования породы (стадии седиментации и диагенеза). Вторичные – пустоты, сформировавшиеся в результате последующих процессов разлома, дробления, растворения (стадия литогенеза). Первичные поры характерны для терригенных пород – пески, песчаники, глины. Вторичные поры − для карбонатных (известняки, доломиты) и некоторых метаморфических и магматических пород. Первичная пористость пород-коллекторов чаще всего характерна для залежей древнего геологического возраста, составляющих небольшую часть известных месторождений углеводородов. Коэффициенты полной и открытой пористости измеряются в 9

долях единицы или в процентах. Пористость большинства коллекторов нефти и газа изменяется от 5 до 30%, а в большинстве случаев составляет 10−20%. Структура порового пространства обусловлена гранулометрическим составом, формой частиц, происхождением пор, химическим составом породы, соотношением количества больших и малых пор. По размерам поровые каналы разделяют на: − сверхкапиллярные − более 0.15 мм; − капиллярные –0.0001−0.15 мм; − микропоры –15.10−7−0.0001 мм − ультрапоры – менее 15⋅10−7 мм (соизмеримо с размерами адсорбируемых молекул). 1.1.4. Проницаемость горных пород. Закон Дарси Проницаемость – способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютная проницаемость пористой среды k − способность породы пропускать единственную фазу (жидкость или газ), химически и физически инертную по отношению к породе и занимающую весь ее поровый объем. Зависит от структуры порового пространства, гранулометрического состава, удельной поверхности. Фазовая проницаемость – способность пористой среды пропускать через себя какую-либо одну фазу (вода, нефть, газ), неинертную по отношению к скелету породы kн, kв, kг при фильтрации в ней многофазной системы. Зависит от свойств породы, физико-химических свойств фильтрующихся фаз, степени насыщения порового пространства различными фазами. Относительная фазовая проницаемость kн′ , kв′ , kг′ – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. 10

Физический смысл относительной фазовой проницаемости это относительное уменьшение проницаемости по фазе α по отношению к абсолютной, обусловленное присутствием других фаз. Абсолютную и фазовые проницаемости определяют на основании лабораторных исследований с использованием закона Дарси: скорость фильтрации жидкостей или газов в пористой среде при плоско-параллельном режиме фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

ϑ=

Q

1 ∆p

F

µ ∆l

= k

,

(1.9)

где ϑ − скорость линейной фильтрации, м/с; Q − объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с; F − площадь фильтрации, м2; µ − динамическая вязкость жидкости, Па·с, ∆p/∆l − градиент давления, Па/м. В системе СИ абсолютная и фазовые проницаемости измеряются в м2. Физический смысл размерности состоит в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация флюидов. На практике пользуются единицей Дарси:

1D = 1,02 ⋅ 10−12 м 2 ≈ 1 мкм 2 . Проницаемость гранулярных коллекторов нефти и газа изменяется от нескольких мД до 2−3 Д и редко бывает выше. Экспериментальные исследования показывают, что фазовые и относительные проницаемости горных пород зависят от насыщенности порового пространства этими фазами, физико-химических свойств жидкостей и пористой среды, градиента давления (рис. 1.1). 11

Рис. 1.1. Зависимости относительных проницаемостей от насыщенности

Насыщенность – доля от объема открытых пор, занятых нефтью, газом, водой. Такие зависимости используются при расчетах дебитов скважин, прогнозировании режима работы пласта и скважин, проектировании разработки месторождений. Зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности при трехфазной фильтрации имеют следующий вид (рис. 1.2).

Рис. 1.2. Зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности при трехфазной фильтрации 12

1.2. Физические свойства природных газов и нефти Углеводороды могут находиться в залежи в газообразном и (или) жидком состоянии. Газ располагается в виде газовой шапки в повышенных частях структуры. При высоком давлении плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей и нефть частично растворяется в сжатом газе. В том случае, когда давление достаточно высоко, а объем газа незначителен, по сравнению с объемом нефти, газ полностью растворяется в ней. Таким образом, в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа, залежи углеводородов условно (ввиду разнообразия условий) можно подразделить на газовые и нефтяные. 1.2.1. Основные свойства природных газов Природными называются скопления углеводородных газов в земной коре. Газы, извлекаемые вместе с нефтью, называются растворенными. Природные газы на 80 - 90% состоят из метана. В них также содержатся углеводороды предельного ряда − этан, пропан, бутан; непредельные углеводороды, меркаптаны, парафин, а также примеси: азот, диоксид углерода, углекислота, сероводород, гелий. Каждая залежь имеет свой, неповторимый состав газа, который может изменяться как по площади, так и по толщине. Вязкость природных газов зависит от их состава, температуры, давления. С увеличением пластового давления вязкость увеличивается. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком – уменьшается. При низких давлениях с ростом температуры вязкость возрастает; при высоких давле13

ниях – уменьшается. Вязкость природных газов изменяется в диапазоне 0,01−0,016 мПа·с. Плотность природного газа зависит от его состава: n

∑ M i yi

ρ = i =1

24, 05

,

(1.10)

где Мi, yi − молекулярная масса i-го компонента и его молярная доля в смеси; 24,05 – объем моля газа при стандартных условиях. Растворимость газов в нефти при небольших величинах давления и температуры практически подчиняется закону Генри. Теплоемкость – отношение тепла, затрачиваемого на нагрев (охлаждение) газа dQ, к изменению его температуры dT: с = dQ/dT.

(1.11)

Для смеси газов по правилу аддитивности: n

c = ∑ ci yi , i =1

(1.12)

где Ci, yi – теплоемкость i-го компонента и его молярная доля. Удельная теплоемкость природных газов увеличивается с ростом температуры и с уменьшением плотности. Температура воспламенения – минимальная начальная температура газа в воздухе, при которой он возгорается (определяется по температуре воспламенения самого низковоспламеняющегося компонента смеси). Влажность и влагоемкость – реальное и, соответственно, потенциально возможное содержание паров воды в природном газе. Эти свойства имеют большое технологическое значение, влияя, в частности, на процессы гидратообразования. При достаточно высоком давлении и небольшой температуре молекулы газа внедряются в полости решетки воды и образуют твердые кристаллические вещества: СН4·6Н2О; С2Н6·8Н20; С3Н6·17Н2О; СО2·6Н2О. 14

С открытием и интенсивной разработкой газоконденсатных месторождений со сложным составом газа, таких как Оренбургское, Карачаганское и особенно Астраханское, представление о составе природных газов сильно расширилось. Выяснилось, что в них присутствуют такие вещества, как меркаптаны, непредельные и предельные (высокомолекулярные) углеводороды, вплоть до парафинов. В зависимости от содержания углеводородных компонентов природные газы подразделяются на добываемые: 1) из чисто газовых месторождений. Представляют собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов. Содержание метана в газе таких месторождений достигает 98÷99% по объему; 2) из газоконденсатных и газогидратных месторождений. Состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат включает большое число тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Среднее содержание метана 75÷90% по объему; 3) вместе с нефтью, иногда называемые попутными газами. Это физическая смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата, содержит метан, в среднем 35÷50% по объему. Легкие углеводородные газы с высоким содержанием метана по своим физическим свойствам близки к идеальным газам, во всяком случае, при низких давлениях и высоких температурах. Чем больше тяжелых компонентов в газе, выше давление и ниже температура, тем заметнее отклонения и больше необходимость их учитывать. Говоря о компонентном составе газа, используют мольные, объемные, массовые единицы измерения, либо процентные или доли единиц. Последний компонент С5Н12+в, или С6Н14+6, включа15

ет все высококипящие углеводороды, находящиеся в газе в незначительном количестве. В единицах массы (грамм и килограмм) используют понятия моль и киломоль. Моль (г/моль) или киломоль (кг/кмоль) вещества это его количество в граммах или килограммах, численно равное относительной молекулярной массе этого вещества. Эта масса называется молярной или молекулярной массой газа. Молярная масса Мк природного газа, являющегося смесью как углеводородных, так и неуглеводородных компонентов, определяется по формуле

M k = ∑ ik=1 M i n1 ,

(1.13)

где Мi – молярная масса i-го компонента, кг/кмоль; ni − доля i-го компонента в смеси; k – число компонентов в смеси. Если ni − в мольных процентах, то к

Mk =

∑ М i ⋅ ni 1

100

.

(1.14)

Плотность природного газа ρ – отношение молекулярной массы смеси к объему моля газа при стандартных условиях: Т = = 293,15 °К (20 °С) и Р = 0,1013 МПа.

ρ=

M Mг = кг/м3. Vн M возд

(1.15)

Обычно ρ находится в пределах 0,71–0,85 кг/м3. Относительная плотность газа – отношение плотности газа к плотности воздуха

= ρ

ρ

г =

ρвозд

Mг . M возд

(1.16)

Относительная плотность газа изменяется от 0,56 до 1, редко более. 16

Вязкость природного газа зависит от его состава, температуры и давления. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком – уменьшается. С повышением давления вязкость увеличивается. При низких давлениях с повышением температуры вязкость газа увеличивается, а при высоких (5–10 МПа) – снижается. Вязкость природных газов обычно составляет 0,01– 0,016 мПа⋅с. Вязкость природного газа в пластовых условиях µ(p, T) = µат(Pат, Т)∙µ(Pпр, Tпр),

(1.17)

где µат(Pат, Т) – коэффициент динамической вязкости данного газа при атмосферном давлении и заданной температуре. N

∑ µ ( P ,T ) xi µат(Pат, Т) = i =1 iN ∑i =1 x i M i

Mi

,

(1.18)

здесь µi(Pат, Т) – коэффициент динамической вязкости i-го компонента при данной температуре и атмосферном давлении, которая может быть определена как аналитически, так и графически. Приведенная вязкость µ(Pпр, Tпр) – вязкость газа при приведенном давлении и температуре (см. рис. 1.3). Приведенными параметрами называются отношения этих параметров к их критическим значениям. Pпр =

P Pкр

(1.19)

Tпр =

T , Tкр

(1.20)

Р и Т – соответственно, давление и температура газа; Pкр и Ткр – критические давление и температура газа. Критические давление и температура, при которых исчезает граница между газовой и жидкой фазами, и свойства становятся 17

Рис. 1.3. Зависимости приведенной вязкости от приведенного давления

Рис. 1.4. Зависимости динамической вязкости от температуры 18

равными. Для природного газа, являющегося смесью углеводородных и неуглеводородных компонентов, критические параметры – давление, температура, плотность, объем и т.д. – определяются по правилам аддитивности Рпс кр = ∑хi⋅Ркрi ,

(1.21)

Тпс кр = ∑хi∙Ткрi ,

(1.22)

в формулах хi – мольные доли i-го компонента в смеси, Pкрi и Ткрi – критические давление и температура i-го компонента смеси, Pкр и Ткр можно определять и приближенно – по графикам (см. рис. 1.4), как функцию относительной плотности смеси. Коэффициент сверхсжимаемости газа – характеризует отклонение реального газа от идеального. Введение его в уравнение состояния (например, Менделеева-Клайперона) позволяет проводить расчеты для природных газов. Коэффициент сверхсжимаемости газа зависит от его состава, давления и температуры и может быть определен как графически (рис. 1.5), так и аналитически. Способ определения следует выбирать исходя из требуемой точности. Для определения коэффициента сверхсжимаемости природных газов, содержащих не более 2% мольных высококипящих углеводородов С5+, 2% ароматических углеводородов и около 5% полярных и кислых компонентов, используется графическая зависимость z от Pпр и Тпр. Теплоемкость природных газов С – отношение тепла, затрачиваемого на подогрев (охлаждение) газа, к изменению его температуры. Мерой теплоемкости служит удельная теплоемкость, которая определяет количество теплоты для нагрева на один градус единицы массы, моля или объема вещества. Различают массовую (кДж/кг∙К), мольную (кДж/кмольК) и объемную (кДж/м3∙К) удельную теплоемкость. 19

Рис. 1.5 Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z природного газа от приведенных давления и температуры

Для газов, в зависимости от термодинамического процесса, различают изобарную Ср и изохорную Сv удельные теплоемкости  ∂Q  СР =   , ∂ Т  Р

(1.23)

 ∂Q  СV =   . ∂ Т  V

(1.24)

Удельная теплоемкость природного газа увеличивается с ростом температуры и с уменьшением плотности. Около 90% природного газа сжигается. Горение основного компонента природного газа – метана происходит по формуле CH4+2O2=CO2+2H2O+Q.

(1.25)

Более тяжелые углеводороды сгорают по аналогичным зависимостям. 20

Удельная теплота сгорания или удельная теплотворная способность – количество тепла, получаемое при сжигании единицы объема, массы или моля вещества; размерность, соответственно, кДж/м3; кДж/кг и кДж/кмоль. Для смеси газов удельная теплота сгорания Qсм определяется по принципу аддитивности k

Qсм = ∑ yi Qi , 1

(1.26)

где Qi – теплота сгорания i-компонента кДж/м3, берется из справочников. Азот, углекислота и инертные газы снижают теплоту сгорания природного газа, т.к. не горят, но объем занимают. Природный газ взрывоопасен. Каждый компонент имеет свои пределы взрываемости. Температура воспламенения – величина неопределенная, поэтому для осторожности ее надо принимать по температуре воспламенения самого низковоспламеняющегося компонента, входящего в состав природного газа. Там, где присутствует сероводород, это 290 °С. Эта величина зависит от давления, влажности газа, наличия катализаторов и т.д. Чем легче компонент, тем при более высокой температуре он воспламеняется. Метан, например, воспламеняется в воздухе при температуре 645 °С, а пентан – при 446 °С. Различают нижний и верхний пределы воспламенения. Нижний предел – наименьшая концентрация газа в воздухе, при которой смесь воспламеняется и горит. Верхний предел – наибольшая концентрация горючих газов в воздухе, при которой смесь еще горит. Пределы воспламенения зависят от температуры смеси, давления, добавок. 21

Количество воздуха, необходимое для сжигания природного газа, определяется по реакциям горения. В среднем для сжигания 1м3 природного газа требуется 9,5 м3 воздуха, с учетом его избытка для полноты сгорания – 10−11 м3 воздуха. Запах природного газа определяется его составом. Метан не имеет запаха. Этан слегка пахнет. Чем тяжелее компоненты, тем сильнее они пахнут и более вредны. Запах тяжелых углеводородов специфический – бензиновый. Присутствие в природном газе сероводорода весьма опасно. При концентрации его в атмосфере 0,2% по объему одного вдоха достаточно для потери сознания. Необходимо соблюдение мер предосторожности. Для этого, в частности, нужно иметь приборы для анализа состава воздуха, не работать в одиночку, применять респираторы и т.д. Для обнаружения утечки газа, что очень важно с точки зрения охраны труда и среды, природный газ одорируют, подмешивая сильно пахнущие вещества, основу которых составляют меркаптаны. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений газы в пластовых условиях контактируют с остаточной, пластовой или подошвенной водами и насыщаются их парами. Влагосодержание природных газов – один из факторов, определяющих технологию добычи и подготовки продукции скважин для дальнейшего транспорта или использования. Различают абсолютную и относительную влажности. Абсолютная влажность газа – количество водяных паров, выраженных в массовых единицах, которое фактически находится в единицах объема или массы газа при стандартных условиях. Относительная влажность это отношение абсолютной влажности к максимально возможному влагосодержанию при данном давлении и температуре. 22

С увеличением температуры влагосодержание увеличивается, с увеличением давления – снижается. Повышение плотности (молекулярной массы) ведет к снижению влагосодержания, минерализация воды − тоже, а присутствие кислых компонентов в газе ведет к увеличению влагосодержания. Помимо определения влагосодержания при помощи приборов, используют графические и расчетные способы нахождения влагосодержания. На рисунке 1.6 показан график зависимости влагосодержания природного газа от давления и температуры с относительной плотностью ρ = 0,6 в контакте с пресной водой. Поправки на плотность и минерализацию определяются по дополнительным графикам, причем первые Кρ и соленость Кс учитывается по формуле (1.27) W = W0 ⋅ Кρ ⋅ К с , где W – влагосодержание с учетом поправок на плотность газа и минерализацию воды; W0 – влагосодержание газа с ρ = 0,6. Влажность природного газа имеет большое технологическое значение, влияя на многие свойства газа, в том числе и на такое важное, как образование гидратов. Гидраты углеводородов. Ряд компонентов природного газа, такие как метан, этан, пропан, изобутан, сероводород, углекислый газ, азот, в соединении с парами воды образуют газовые гидраты: CH4×6H2O; C2H6×8H2O; C3H6×17H2O; N2×6H2O; H2S×6H2O; CO2×6H2O. Гидраты серьезно осложняют работу всей системы «залежь природного газа – скважина – система сбора – газопровод» и иногда являются причиной серьезных аварий. По внешнему виду гидраты напоминают плотный снег или рыхлый лед. По структуре газовые гидраты – соединения включения (клатраты), 23

которые образуются путем внедрения молекул вышеперечисленных газов в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. При определенных условиях – достаточно высокое давление и небольшая температура – молекулы газа внедряются в полости этой решетки. Возникают дополнительные связи и образуется твердое кристаллическое вещество.

Рис. 1.6. Зависимость влагосодержания природного газа W0,6 с относительной плотностью ρ = 0,6 от давления и температуры 24

Методы борьбы с гидратообразованием. Различают профилактику гидратообразования и разложение уже образовавшихся. Профилактика несравнимо предпочтительней. Для предотвращения образования гидратов в потоке газа необходимо устранить условия, способствующие этому процессу. Можно поддерживать в системе низкое давление, но, с экономической точки зрения, это не выгодно. Подогрев газа также возможен, но сложен, кроме того, тепло быстро рассеивается по длине трубопровода. Этот метод применяют достаточно редко. На практике с образованием гидратов борются либо осушкой газа, либо с помощью ингибиторов гидратообразования. 1.2.2. Основные свойства пластовой нефти и воды Пластовая нефть является сложной углеводородной системой. Компонентный состав пластовой нефти: парафиновые углеводороды (УВ), нафтеновые УВ, ароматические УВ, азот, диоксид углерода, кислород и т.д. Всего более 1000 компонентов и соединений. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %, серы (в свободном виде, в виде сероводорода, меркаптанов, сульфидов) – достигает 6 %, асфальтосмолистых веществ – до 40 %, парафинов – до 35 %. Классификация нефти по массовому содержанию парафина: − малопарафиновые менее 1,5%; − парафиновые 1,5−6%; − высокопарафиновые более 6%. Классификация нефти по содержанию смол: − малосмолистые менее 18%; − смолистые 18−35%; − высокосмослистые более 35%. 25

Большая часть асфальтосмолистых соединений представлена нейтральными смолами и асфальтенами. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин более смолистые даже в пределах одного месторождения: Классификация нефти по содержанию серы: − малосернистые менее 0,5%; − сернистые 0,5−2%; − высокосернистые более 2%. Сложность состава нефти и многообразие условий залегания тесно связаны с процессами, имеющими важное промысловое значение: образование и разрушение водонефтяных эмульсий, выпадение парафина, отложение асфальтосмолистых веществ и др. Плотность пластовых и дегазированных нефтей находится в пределах 500−1000 кг/м3. С повышением давления при насыщении нефти углеводородными газами плотность ее значительно уменьшается. Плотность нефти, насыщенной азотом или углекислым газом, возрастает с ростом давления. Плотность пластовых вод ~ 1000 кг/м3, при высокой концентрации солей может достигать 1450 кг/м3. Вязкость пластовой нефти определяется ее составом, пластовыми давлением и температурой и зависит от состава и природы растворенного газа : при растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов понижается. Вязкость нефти уменьшается с увеличением количества растворенного газа, с повышением температуры; рост давления вызывает некоторое увеличение вязкости. В пластовых условиях вязкость нефти может изменяться от десятых долей до (2−3)∙103 мПа·с. 26

Классификация нефти по вязкости: − маловязкая

менее 5 мПа·с:

− средней вязкости

5−30 мПа·с:

− высоковязкая

30−50 мПа·с;

− сверхвысоковязкая более 50 мПа·с. Вязкость пластовых вод, в основном, зависит от температуры и изменяется в пределах 0,5−2,0 мПа·с. Объемный коэффициент нефти – отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости в стандартных условиях: V

= b Vпл 〉1 . ст

(1.28)

Известны нефти с объемным коэффициентом 3,5. Объемный коэффициент воды составляет 1−1,06. Давление насыщения – максимальное равновесное давление, при котором из нефти начинается выделение газа в процессе изотермического снижения давления. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа, их состава, пластовой температуры. Является важнейшей промысловой характеристикой. 1.3. Задачи 1.3.1. Расчет некоторых характеристик пористых сред с использованием моделй фиктивного и идеального грунта Исходные данные Для моделей фиктивного (со свободной θ =900 и плотной θ =600 укладкой) и идеального грунта с диаметром частиц d =

= 1·10−4 м рассчитать коэффициент открытой пористости, удельную поверхность, коэффициент абсолютной проницаемости. 27

Решение 1) Коэффициент Слихтера:

открытой

mo = 1 −

пористости π

6(1 − сosθ) 1 + 2сosθ

по

уравнению

;

0 = θ 60= mo 0.26 . для θ =900 mo = 0.48 ; для

2) Удельная поверность: 6(1 − mo ) ; d

для фиктивного грунта − Fуд =

6(1 − 0.48)

свободная укладка − F= уд

1 ⋅ 10

6(1 − 0.26)

= плотная укладка − F уд

= 4.44 ⋅10

1 ⋅ 10−4

Для идеального грунта: Fуд = Fуд =

= 3.12 ⋅10

−4

4 1 ⋅ 10

4

d

4

4

м2

м2 м3

м3

;

.

;

= 4.0 ⋅10

−4

4

м2 м

3

.

3) Коэффициент абсолютной проницаемости по уравнению Кармана-Козени k=

mo3

2 2 Fуд

;

для фиктивного грунта: свободная укладка − k = плотная укладка −k =

(0.26)3 4 2

2(3.12 ⋅ 10 ) (0.48)3 4 2

2(4.44 ⋅ 10 )

28

≈ 9.03 ⋅10−12 м 2 ≈ 9.03Д ;

≈ 2.8 ⋅10−12 м 2 ≈ 2.8Д .

1.3.2. Определение абсолютной проницаемости образца песчаника Исходные данные Через образец породы, отобранный перпендикулярно напластованию, фильтруется воздух при четырех различных перепадах давления, которые заносятся в таблицу (1.1). Требуется подсчитать средний расход воздуха при условиях опыта и нормальных, построить график функции Q = f

∆P для контроля лиL

нейности потока воздуха. Затем, с учетом показаний, при которых фильтрация воздуха происходила по линейному закону, рассчитать коэффициент абсолютной проницаемости. Решение 1) Средний расход воздуха при условиях опыта Q=

2QPб

Р1 + Р2 + 2 Рб

.

Для первого опыта = Q

2 ⋅ 0.6 ⋅ 10−6 ⋅ 0.1 ⋅ 106 6

= 0.514 ⋅10−6 м3 / c . 6

0.033 ⋅ 10 + 666.4 + 2 ⋅ 0.1 ⋅ 10

Все дальнейшие расчеты для опытов 2−4 ведутся аналогично первому, а результаты заносятся в табл. 1.1 (строка 11). 2) Средний расход воздуха при стандартных условиях (0,1 МПа, 20 °С) QPб ⋅ 293 Q′ = . 6 0.1 ⋅ 10 ⋅ (273 + t )

Для первого опыта: = Q

0.514 ⋅ 10−6 ⋅ 0.1 ⋅ 106

= 0.5 ⋅10−6 м3 / c. 0.1 ⋅ 10 (273 + 25) 6

Полученные значения вносятся в строку 12. 29

3) Для построения зависимости среднего расхода от градиента давления Q = f

QPб ⋅ 293 ∆P рассчитываем градиент давлеL 0.1 ⋅ 106 ⋅ (273 + t )

ния. Для первого опыта: ∆P 0.032 ⋅ 106 = = 6.4 ⋅106 Па/м. 2 − L 0.5 ⋅ 10

Полученные значения заносятся в строку 13. Значения градиента давления для первого опыта откладывают на оси ординат, а среднего расхода воздуха − на оси абсцисс в таком масштабе, чтобы прямая, проведенная через начало координат и точку пересечения вертикали и горизонтали, составила с осью абсцисс угол 40−50° (рис. 1.7). Таблица 1.1 Результаты исследований Показатели

3 d F L t µ Рб

1 4 2,0 3,14 0,5 25 0,018 0,1

Номер опыта 2 3 5 6 2,0 2,0 3,14 3,14 0,5 0,5 25 25 0,018 0,018 0,1 0,1

4 7 2,0 3,14 0,5 25 0,018 0,1

P1

0,033

0,046

0,068

Р2

666,4 1066,24 1599,36 1865,9

∆Р Q

0,032 0,6

Обозначение

1 1 2 3 4 5 6

2 Диаметр образца, 10−2 м Площадь образца, 10−4 м2 Длина образца, 10−2 м Температура воздуха, °С Вязкость воздуха, 10−3 Па·с Барометрическое давление, МПа 7 Избыточное давление на входе в образец, МПа 8 Избыточное давление на выходе образца. Па 9 Перепад давлений, МПа 10 Расход воздуха, 10−6 м3/с 30

0,045 0,85

0,061

0,058 1,25

0,066 1,45

Продолжение табл. 1.1 Показатели

Q

0,514

0,686

ОбозПока- назатели чение 0,954 1,07

Q′

0,5

0,667

0,928

1,04

∆P L

6,48

9,14

11,78

13,38

Обозна- Номер чение опыта

11 Средний расход воздуха при условиях опыта, 10−6 м3/с 12 Средний расход воздуха при стандартных условиях 10−6 м3/с 13 Градиент давления, 106 Па/м

L k

14 Коэффициент проницаемости, 10−12 м2 15 Средний коэффициент проницаемости, 10−12 м2

kср

№

0,0045 0,00432 0,00466 0,0046 7 0,00454

Рис. 1.7. Зависимость градиента давления от расхода воздуха

Затем, отметив значения этих параметров для остальных опытов, находим точки пересечения вертикалей и горизонталей, из которых отбираем точки, лежащие на прямой, проведенной из начала координат. Как видно из графика, значения всех четырех опытов могут быть использованы для подсчета коэффициента абсолютной проницаемости. 31

4. Коэффициент абсолютной проницаемости − QµL k= . ∆pF

Для первого опыта = k

0.5 ⋅ 10−6 ⋅ 0.018 ⋅ 10−3 ⋅ 0.5 ⋅ 10−2 6

0.032 ⋅ 10 ⋅ 3.14 ⋅ 10

= 0.0046 ⋅10−12 м 2 .

−4

Полученные значения заносятся в строку 14. 5) Средний коэффициент абсолютной проницаемости kcp =

kcp

k1 + k2 + k3 + k4

;

4 (0.0046 + 0.0043 + 0.0047 + 0.0046) ⋅ 10−12 = 4

=0.0045 ⋅10−12 м 2 =4.5 мД .

1.3.3. Расчет давления насыщения нефти газом при температуре меньше пластовой Исходные данные − пластовая температура tпл = 82 °C, − давление насыщения при пластовой

температуре

tпл Pнас = 11.2 МПа,

− газосодержание пластовой нефти, приведенное к стандартным условиям, Go = 79,3 м3/м3, − плотность дегазированной нефти в стандартных условиях 858 кг/м3, ρндег = − содержание метана в газе ум = 0,622, содержание азота в газе уа = 0,027. Решение 1) Приведем размерность газосодержания к м3/т: 103 G0 Го = , дег Tст ρн T0 32

103 ⋅ 79.3 = Г 0 = 86,1 м3 / т . 293 858 ⋅ 273

2) Давление насыщения при температуре 40 оС t tпл р= pнас + нас

t − tпл , 701.8 9.157 + Г ом ( ум − 0.8 уа ) 40 − 82 = 9.36 МПа. 701.8 9.157 + 86,1 ⋅ (0.622 − 0.027)

40 рнас = 11, 2 +

1.3.4. Расчет объемного коэффициента нефти Исходные данные − давление насыщения Рнac = 8,4 МПа при пластовой температуре tпл = 75°С, газонасыщенность нефти Го = 32 м3 /т, − плотность дегазированной нефти ρндег = 858кг/м3, плотность 3 газа ρг = 1.55 кг/м ,

− коэффициент сжимаемости дегазированной нефти β = 5,6·10-4 1/МПа, пластовое давление Pпл = 17,6 МПа. Решение 1) Приводим размерность газосодержания к м3/м3 G0 =

= G0

Г 0ρндегТ ст 103 ⋅ Т 0

,

32 ⋅ 848 ⋅ 293

= 29.1 м3 / м3 . 3 10 ⋅ 273

2) Коэффициент термического расширения дегазированной нефти = α н 10−3 ⋅ 2.638(1.169 − ρндег ⋅10−3 ) при 0.78 ≤ ρндег ≤ 0.86 , 33

= α н 10−3 ⋅1.975(1.272 − ρндег ⋅10−3 ) при 0.86 ≤ ρндег ≤ 0.96 , α н= 10−3 ⋅ 2.638(1.169 − 848 ⋅10−3 )= 847 ⋅10−3 .

3) Эмпирический коэффициент λ = λ  4.3 + 0.858ρг + 5.2(1 − 1.5 ⋅10−3 G0 )10−3 ⋅ G0 − 3 / 54ρндег ⋅10−3  ,   = λ  4.3 + 0.858 ⋅1.55 + 5.2(1 − 1.5 ⋅10−3 ⋅ 29.1)10−3 ⋅ 29.1 − 3.54 ⋅ 848 ⋅10−3  .  

4) Объемный коэффициент нефти при пластовой температуре bн = 1 + λG0 + α н (tпл − 20) − bн рпл , bн =+ 1 2.77 ⋅10−3 ⋅ 29.1 + 0.847 ⋅10−3 (75 − 20) − 5.6 ⋅10−4 ⋅17.6 = 1.12 .

1.3.5. Подсчет запасов нефтяной залежи объемным методом Исходные данные − радиус круговой залежи R = 4,69·103 м, − средняя нефтенасыщенная толщина пласта h = 7,4 м, − средний коэффициент открытой пористости mо = 0,29, − средняя нефтенасыщенность пласта Sн = 0,65, − плотность дегазированной нефти ρндег = 868 кг/м3 , − газонасыщенность пластовой нефти Гo = 150 м3/м3, 3 − плотность газа при стандартных условиях ρг = 1.55 кг/м ,

− объемный коэффициент нефти bн = 1,165. Решение 1) Площадь нефтеносности круговой залежи F = πR 2 , F =3.14 ⋅ (4.69 ⋅102 ) 2 =69.07 ⋅106 м 2 . 34

2) Плотность пластовой нефти ρпл н=

= ρпл н

1 дег (ρн + ρг Г 0 ) , bн

1 (868 + 1.165= ⋅150) 712.26 кг/м3 . 1.165

3) Балансовые запасы нефти = Qнпл Fhm0 Sнρнпл 10−3 , Qнпл= 69.07 ⋅106 ⋅ 7.4 ⋅ 0.29 ⋅ 0.65 ⋅ 712.26 ⋅10−3= 68623220 т .

4. Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям = Qнст Fhm0 Sнρндег

Qнст=

1 −3 10 , bн

10−3 = 57123023 т . 69.07 ⋅10 ⋅ 7.4 ⋅ 0.29 ⋅ 0.65 ⋅ 868 ⋅ 1.165 6

5. Масса растворенного в нефти газа в пластовых условиях = Qг Qнпл − Qнст , Qг = 68623220 − 57123023 = 11500197 т .

35

2. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2.1. Основные понятия и определения Нефтяное месторождение это скопление углеводородов в земной коре, приуроченное к одной или нескольким локализованным геологическим структурам. Нефть может содержать различное количество растворенного газа. Газонефтяное месторождение это нефтяное месторождение с газовой шапкой. Содержание жидких углеводородов превышает содержание углеводородов в газовой фазе. Газовая шапка может содержать различное количество конденсата и переходить в категорию газоконденсатонефтяные месторождения. Все месторождения углеводородов, находящиеся на территории нашей страны, могут разрабатываться только на основании проектных документов, регламентирующих основные положения и параметры разработки. Под разработкой будем понимать научно обоснованное извлечение углеводородов из недр. К основным проектным документам относятся: − проект пробной разработки (для месторождений, разведка которых не закончена, или при недостатке исходной информации); − технологическая схема разработки (предварительная система промышленной разработки месторождения на период разбуривания основного эксплуатационного фонда);

− проект разработки (после завершения бурения 70% основного фонда скважин); − технологическая схема опытно-промышленной разработки (при проведении промышленных испытаний новой технологии). Составление проектного документа является многодисциплинарной задачей. К основным задачам проектирования относятся: 36

− выделение эксплуатационных объектов и порядок их ввода в разработку; − определения первичного режима работы месторождения; − определение вида и времени начала внедрения режима поддержания пластового давления (или другого метода воздействия на пласт); − выбор системы расстановки скважин и плотности сетки конструкция; − расчет технологических показателей разработки; − определение способа эксплуатации; − выбор системы контроля и регулирования процесса разработки; − обустройство месторождения; − расчет экономических показателей (оценка риска проекта); − охрана окружающей среды. Одним из средств достижения поставленных целей является использование постоянно действующих гидродинамических моделей (ПДГДМ) разработки нефтяных месторождений. Под постоянно действующей гидродинамической моделью пласта понимается трехмерная гидродинамическая модель, которая уточняется (дополняется) при поступлении новой информации о строении пласта, изменении пластового давления, динамике показателей разработки и режиме работы скважин. Использование этих моделей позволяет контролировать и регулировать процесс разработки, определять текущие остаточные запасы углеводородов, оперативно вносить изменения в существующую систему, корректировать работу скважин, принимать меры для повышения эффективности разработки нефтяного месторождения. Как правило, расчеты технологических показателей разработки проводятся не менее чем по трем вариантам, которые могут 37

различаться количеством объектов разработки, плотностью сетки и конструкцией скважин и т.д. По величине извлекаемых запасов нефтяные месторождения можно разделить на 5 категорий: I − уникальные (запасы нефти превышают 300 млн. т); II − крупные (30−300 млн. т); III − средние (3–30 млн. т); IV − мелкие (1–3 млн. т); V – очень мелкие (менее 1 млн. т). Динамика добыча нефти за весь период существования нефтяной промышленности в нашей стране приведена на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Добыча нефти в России

Нефтяные месторождения существенным образом отличаются по строению, размерам и запасам. Они могут состоять как из одного, так и из нескольких пластов различной протяженности, разделенных непроницаемыми породами и быть однопластовыми и многопластовыми. Одной из основных задач проектирования разработки нефтяного месторождения является выделение объектов разработки. 38

Наиболее сложно эта задача решается для многопластовых месторождений, поскольку связана с необходимостью проведения контроля и регулирования процесса выработки запасов для обеспечения максимального охвата воздействием на нефтенасыщенные пласты. Объектом разработки (ОР) называется искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения, запасов УВ, геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив), извлечение которого осуществляется единой сеткой скважин. При объединении нескольких пластов в единый объект разработки должны соблюдаться следующие требования: − коллекторские свойства пластов − пористость, проницаемость, толщина, нефтенасыщенность пласта и т.д. должны близкими по значению; − схожесть физико-химических свойств и составов пластовых жидкостей и газов: наличие в пласте газовой шапки, плотность и вязкость нефти, вязкость пластовой воды и ее минерализация, содержание в нефти сероводорода и т.д.; − возможность контроля и управления процессом разработки. Опыт разработки многопластовых месторождений позволяет сделать вывод, что такие объекты разработки характеризуются худшими за весь период технико-экономическими показателями и только на первом этапе ввода нефтяного месторождения в разработку отмечаются определенные преимущества (в основном экономические). При объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект происходит уменьшение доли всех работающих пластов, снижение коэффициента охвата, преждевременное обводнение продукции, снижение конечного коэффициента нефтеотда39

чи. Однако, на выбор объекта разработки влияют не только геологические и технологические параметры, но и существенное влияние оказывает экономика. Для малопродуктивных пластов объединение их в единый объект разработки может оказаться единственно возможным рентабельным вариантом. Поэтому выбор объекта разработки является сложной комплексной задачей. Объекты разработки бывают самостоятельные и возвратные. Самостоятельным объектом называется, обладающий, как правило, бóльшими запасами, лучшими коллекторскими свойствами и бóльшей продуктивностью, а возвратным, разрабатываемый скважинами, перешедшими с другого объекта. Одним из основополагающих понятий является «системы разработки». Это комплекс инженерных решений, обеспечивающий эффективное извлечение углеводородов из недр, включающий выбор объекта разработки, определение количества скважин, их размещение и порядок ввода в разработку и т.д. Традиционно системы разработки характеризуются двумя наиболее важными признаками: − наличием или отсутствием воздействия на пласт, то есть типом используемой энергии: самого пласта (без воздействия на пласт) или привнесенная извне (с воздействием на пласт); − расположением скважин на месторождении. При разработке нефтяного месторождения все пробуренные скважины относятся к категории эксплуатационных: − добывающие; − нагнетательные; − контрольные (пьезометрические); − специальные (водозаборные, поглощающие и др.). В процессе разработки скважины могут переводиться из одной категории в другую. 40

При расстановке скважин по площади нефтяного месторождения должны быть решены следующие задачи: • Количество скважин должно быть минимальным. • Объем добытой нефти должен быть максимальным. Для этого необходимо учесть: − тип залежи; − характер и степень неоднородности пласта; − принцип разработки с воздействием или без воздействия на пласт; − распределение запасов нефти и газа в пласте. Если пласт планируется разрабатывать на естественном режиме, то на месторождении бурятся только добывающие скважины, как правило, по равномерной треугольной или квадратной сетке (рис. 2.2). Если предполагается подача энергии в пласт извне, то бурятся как добывающие, так и нагнетательные скважины. При этом различают два принципиально разных подхода к расстановке скважин – рядные и площадные системы. Для характеристики систем расстановки скважин используют следующие параметры. Плотность сетки скважин (Sc) – площадь нефтеносности, приходящаяся на одну скважину: Sc =

S , n

(2.1)

где S − площадь нефтеносности, [Sc] = м2/скв., га/скв., акр/скв.; n − общее число добывающих и нагнетательных скважин. Параметр Крылова − определяет количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину: N кр =

N изв n

,

(2.2)

здесь Nизв – извлекаемые запасы нефти; n − общее число скважин. Извлекаемые запасы − объем нефти, извлечение которого бу41

дет рентабельным при использовании существующих технологий и технике добычи. − отношение количества добывающих скважин, приходящиеся на одну нагнетательную скважину (w =

nнаг

nдоб

);

− расстояние между нагнетательным и первым рядом добывающих скважин (d); − расстояние между добывающими скважинами в одном ряду (а); − расстояние между добывающими скважинами для площадной системы (а).

Рис. 2.2. Треугольная и квадратная сетка системы расстановки скважин

Различные системы расстановки скважин используются при разбуривании нефтяного месторождения как вертикальными так и горизонтальными скважинами. Рядные системы бывают одно-, трех- и пятирядными (рис. 2.3). Характеристика рядных систем: 1 1

− однорядная, w ≈ ; − шахматная однорядная; 42

− трехрядная, w ≈ − пятирядная, w ≈

1 ; 3 1

5

.

ω≈1

ω ≈ 1/3

ω ≈ 1/5

Рис. 2.3. Рядные системы расстановки скважин

Расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин может изменяться от нескольких десятков до одной-двух тысяч метров, расстояние между добывающими скважинами, как правило, равняется нескольким сотням метров. Площадные системы расстановки скважин бывают: пяти-, семи- и девятиточечными (рис. 2.4). ω≈1

ω ≈ 1/2

ω ≈ 1/3

Рис. 2.4. Площадные системы расстановки скважин 43

Величина w определяет интенсивность системы расстановки скважин, которая тем меньше, чем большее количество добывающих скважин приходится на одну нагнетательную. Как правило, более интенсивные системы применяют на неоднородных сложнопостроенных месторождениях. Для рядных систем соотношение w может несколько отличаться от приведенных, что не должно существенным образом сказываться на форме фильтрационных потоков, для площадных же систем характерно строгое равенство соотношения скважин. Расстановку скважин на месторождении обычно приводят на картах эффективных нефтенасыщенных толщин (рис. 2.5).

Рис. 2.5. Однорядная и пятиточечная системы расстановки скважин

Выбор системы расстановки и плотности сетки скважин влияет на величину нефтеотдачи. Чем нефтяное месторождение более неоднородно по строению и геолого-физическим параметрам, тем более существенное влияние оказывает величина плотности сетки на объем нефтеотдачи. Необходимо учитывать также особенности строения пласта: наличие и направленность трещин, разломов и т.д. Вне зависимости от системы расстановки и плотности сетки скважины, они могут располагаться на площади месторождения как по равномерной, так и по неравномерной сетке. Плотность сетки скважины может меняться в широких пределах, в зависимости от свойств пласта и пластовых жидкостей (таблица 2.1). 44

Таблица 2.1 Плотность сетки скважин Плотность сетки 1÷2⋅104

Единицы Условия применения измерения м2/скв. месторождения, содержащие сверхвязкие нефти

10 ÷20⋅104

м2/скв.

25 ÷64⋅104

м2/скв.

месторождения с низкопроницаемыми коллекторами для обычных коллекторов с маловязкой нефтью

70 ÷100⋅104

м2/скв.

высокопродуктивные, трещинные коллекторы

2.2. Основные технологические показатели разработки Основные технологические показатели разработки нефтяного месторождения характеризуют работу как месторождения в целом, так и отдельных скважин. К первой группе показателей относятся: 1) Добыча нефти [qн], тыс.т/год, величина, определяющая годовую добычу нефти. 2) Накопленная добыча нефти Qн (t), млн. т: t

Qн (t ) = ∑ qi , i =1

(2.3)

где qi – годовая добыча нефти; t – время. 3) Добыча жидкости [qж], тыс.т/год, и накопленная добыча жидкости, Qж (t);. 4) Добыча воды [qв], м3/год, и накопленная добыча воды, Q в(t); 5) Обводненность продукции [f], доли ед. или %, определяется как отношение текущей добычи воды к добыче жидкости (рис. 2.6). f (t ) =

qв (t )

q ж (t )

45

.

(2.4)

f η

1

t

0

Рис. 2.6. Динамика нефтеотдачи и обводненности во времени

6) Нефтеотдача [η ], доли ед. или % (рис. 2.6): t

∑ qн (t )

i =1 η(t ) =

Gгеол

,

(2.5)

t

где ∑ qн (t ) − накопленная добыча нефти за период времени t, i =1

млн. т; Gгеол − геологические запасы нефти, млн. т. Коэффициент извлечения нефти (КИН) определяет долю отобранных геологических запасов и может быть текущим и конечным. 7) Темп отбора от извлекаемых запасов Zн(t), %: а) от начальных извлекаемых запасов: zн (t ) =

qi (t )

N н.изв

,

(2.6)

б) от текущих извлекаемых запасов: zтек (t ) =

qi (t )

N тек.изв

,

(2.7)

где Nн.изв – начальные извлекаемые запасы; Nтек.изв – текущие извлекаемые запасы: N тек.изв = (t ) N н.изв − Qн (ti ) .

Здесь ti − накопленная добыча нефти за предыдущий год. 46

(2.8)

8) Добыча газа, [qг], млн. м3/год, и накопленная добыча газа Qг(t). 9) При применении на месторождении какого-либо метода воздействия, указывается годовой и накопленный объем закачки рабочего агента: qa(t) и Qа(t). 10) Компенсация отбора закачкой, %, параметр, характеризующий степень восполнения пластовой энергии при воздействии на пласт: Qвзак (t )

ψ (t ) =доб

Qж (t )

,

(2.9)

где Qждоб (t ) – объем добытой жидкости, пересчитанный в пластовые условия; Qвзак (t ) – объем закачанной воды в пластовых условиях. Величина ψ может быть как меньше, так и больше 100%. Работу скважин характеризуют следующие показатели: 1) Ввод скважин в разработку – определяются темпы ввода скважин в эксплуатацию, как добывающих, так и нагнетательных. 2) Фонд скважин, в т.ч. действующий. 3) Среднегодовой дебит скважины: − по нефти, т/сут; − по жидкости, т/сут; − по газу, тыс.нм3/сут. Массовый дебит скважины (т/сут.) определяет массу нефти, добываемую в единицу времени. 4) Приемистость нагнетательных скважин, м3/сут. Изменение всех показателей по годам называется динамикой разработки нефтяного месторождения (рис. 2.7). 47

40

Обводненность, %

60

20

Добыча нефти, жидкости, тыс. т Закачка, тыс. м3

80

0

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Дебиты нефти, жидкости, т/сут Действ. доб. фонд, ед.

100

210 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Годы Обводненность, % Дебит нефти, т/сут

Годы Дейст. фонд доб. сважин, шт. Дебит жидкости, т/сут

Рис. 2.7. Динамика основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения

2.3. Соотношение объемов углеводородов в пластовых условиях и на поверхности Необходимо отметить, что углеводороды, находясь в различных условиях (в пласте или на поверхности), имеют различные объемы, которые связаны между собой объемными коэффициентами (рис. 2.8). 1) Rs – растворимость газа в нефти: количество стандартных кубических метров газа, которое может быть растворено в одном кубическом метре нефти в пластовых условиях (Pпл и Tпл): Rs =

Vгст

Vнпл

.

(2.10)

Рис. 2.8. Изменения соотношений углеводородов в пластовых и поверхностных условиях 48

2) B0 – объемный коэффициент нефти: объем нефти (в м3) в пластовых условиях (Pпл и Tпл), относящийся к объему нефти в стандартных условиях (на поверхности): B0 =

Vнпл Vнст

.

(2.11)

3) Bg – объемный коэффициент газа: отношение объема газа в пластовых условиях, к объему газа в свободном состоянии в поверхностных условиях: Bg =

Vгпл Vгст

.

(2.12)

4) R – газонефтяное отношение: объем газа в поверхностных условиях (в м3), добытый с одним кубическим метром нефти, определенный в тех же условиях. R=

Vгст Vнст

.

(2.13)

2.4. Ввод нефтяного месторождения в разработку По динамике годовой добычи нефти по месторождению в целом весь период его разработки можно разделить на несколько этапов (рис. 2.9). В 60-х годах впервые было предложено выделять четыре стадии (этапа) разработки нефтяного месторождения. Продолжительность каждой стадии зависит от принятой системы разработки, размеров, строения и геолого-физических параметров месторождения, экономических факторов. I стадия. Ввод месторождения в разработку, разбуривание и обустройство. Рост добычи нефти связан с вводом в эксплуатацию новых скважин. Временем окончания этого этапа принято 49

25−50% НИЗ 20% НИЗ 75–90% НИЗ (80−90% )

Рис. 2.9. Стадии разработки нефтяного месторождения

считать выход месторождения на максимальный уровень годовой добычи нефти. II стадия. Период максимальной и постоянной добычи нефти. К этому времени месторождение полностью разбурено и обустроено. III стадия. Характеризуется резким падением добычи нефти и существенным ростом обводненности продукции. За первые три стадии отбирается до 75 – 90% извлекаемых запасов месторождения. IV стадия, так называемая поздняя стадия разработки нефтяного месторождения − характеризующаяся плавным снижением добычи нефти и столь же плавным ростом обводненности. По продолжительности может значительно превышать время всех предыдущих этапов разработки. К основным параметрам, характеризующим ввод нефтяного месторождения в разработку относятся следующие: 1) Порядок ввода скважин в эксплуатацию: − одновременный (разбуривание в течение 1−3 лет); − сгущающаяся сетка: скважины разбуриваются в начале по редкой сетке с последующим уплотнением; 50

− ползущая сетка: скважины бурятся вблизи контура питания с постепенным продвижением к центру. 2) Темп или скорость ввода элементов в разработку: ∆n ω(τ) = э (1), ∆τ

(2.14)

где ω(τ) – количество вводимых в разработку элементов в единицу времени. 3) Темп разработки элемента: q (τ) (2), zэ (τ) = нэ N изв.э

(2.15)

Ζэ (τ) – отношение текущей добычи нефти из элемента к извлекаемым запасам нефти этого элемента. Для определения добычи нефти из месторождения в целом на любой момент времени можно воспользоваться общей формулой: t

Qн(t) = Nэкр ∫ ω(t) Zэ(t−τ)dτ,

(2.16)

0

где Nэкр – параметр Крылова для элемента. Темп разработки элемента Zэ(τ) берется средним за промежуток времени (t−τ). 2.5. Задачи 2.5.1. Определение параметров ввода нефтяного месторождения в разработку • Задано общее число элементов, которые должны быть введены в разработку на залежи нефти Nэ, и задан темп ввода в их разработку ω(t). Тогда будет справедливым уравнение 51

t∗

Nэ = ∫ ω(tt )d ,

(2.17)

0

где t∗ − время разбуривания месторождения. = Nэ

и, наконец

t*

∫

0

dnэ (t ) = dt nэ (t* ) − nэ (0) dt

Nэ = nэ (t* ) .

(2.18)

(2.19)

Отсюда можно определить время разбуривания месторождения (или продолжительность первой стадии разработки нефтяной залежи). • Задан темп ввода элементов ω(t) и время разбуривания t∗. Теперь можно определить общее число элементов, которое должно быть разбурено Nэ = ω(t)⋅ t* .

(2.20)

• Если задано общее количество элементов Nэ и время разбуривания t* то можно найти темп ввода элементов в разработку. Однако, в отличие от двух первых примеров, это решение не будет однозначным. 2.5.2. Определение дебита залежи на всех стадиях разработки Задано изменение добычи нефти из элемента системы расстановки скважин во времени (рис. 2.10). Требуется найти выражение для определения добычи нефти из залежи на всех стадиях разработки при условии, что темп ввода элементов постоянен и равен ω0 = const, а также темпу вывода элементов из разработки. * = qн0 const, 0 ≤ t ≤ t . qн (t ) =  * 0, t ≥ t 

52

(2.21)

Рис. 2.10. Изменение дебита нефти из элемента

1) По общей формуле определим добычу нефти из месторождения на I стадии разработки (стадия разбуривания месторождения): QнI (t= )

t

t

0

0

)d= ∫ qн0 ω0 d ω = qн0 ω0t , ∫ qн (t − t)ω(tt

(2.22)

при 0 ≤ t ≤ t∗; t∗ − время окончания I разработки. 2) Добычу нефти во II стадии определяем, исходя из условия постоянства уровня добычи в этот период: QнII (t= )

t*

)d= qн0ω0t* , ∫ qн (t − t)ω(tt

(2.23)

0

при t∗ ≤ t ≤ t∗. 3) Добычу нефти в III и IV стадиях определим учитывая, что на этих стадиях происходит вывод элементов из разработки с тем же темпом, что и ввод:

QнIII+IV (t )

t*

t*

= ∫ qн (t − t)ω(tt )d = ω0 ∫ qн (t − tt )d . t −t

*

t −t

Проведя замену переменных t−t= λ t = t − λ d τ = −d λ

t = t − t∗ t = t∗

λ = t∗

λ = t − t∗ 53

*

(2.24)

получим

QнIII+IV (t )

t −t*

= −ω0 ∫ qн (λ )d λ = ω0 qн0 [t * − t + t* ] . t

*

(2.25)

Обозначив t*+t * = tр, окончательно получим

QнIII+IV (t ) = ω0 qн0 [tp − t ] .

(2.26)

На рисунке 2.11 показана динамика добычи нефти из месторождения в целом, полученная по результатам расчетов.

Рис. 2.11. Динамика добычи нефти из месторождения в целом

2.6. Режимы пластов При определении системы разработки нефтяного месторождения необходимо оценить запас и активность собственной энергии пласта, а также возможность и длительность ее использования. Режим нефтяного пласта определяется характером сил, движущих в нем нефть. Если в этом процессе участвуют только силы самого пласта и насыщающих его жидкостей и газов, то такие режимы называются естественными. Классификация естественных режимов: − упругий; − упруговодонапорный; − растворенного газа; − газовой шапки; − гравитационный; − смешанный. 54

Следует отметить, что режимы названы по преобладающей энергии. Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки месторождения, так и природными условиями. Режим можно установить, поддерживать, контролировать и заменять его другим. Геологические условия и энергетические особенности залежи способствуют установлению того или иного режима разработки нефтяного месторождения. 2.6.1. Упругий режим Упругим называется режим пласта, при котором вытеснение нефти к забою добывающей скважины происходит за счет его упругой энергии, возникающей вследствие сжимаемости пород и пластовых жидкостей (рис. 2.12). При этом пластовое давление всегда выше давления насыщения: Pпл > Pнас.

(2.27)

Механизм проявления упругих сил. Нефть и вода, насыщающие пласт, хотя и незначительно, но сжимаемы. Большие размеры нефтеводоносных систем, процессы упругого расширения (сжатия) могут играть значительную роль в поведении всей системы в целом. При снижении пластового давления, вследствие работы добывающих скважин, размеры порового пространства будут уменьшаться (при расширении скелета породы), а объем пластовых жидкостей − увеличиваться. Упругий режим имеет несколько видов своего проявления. Изолированный пласт – гидродинамически не связанный с водоносной областью (Pк ≠ const.). При работе добывающей скважины пластовое давление будет снижаться, образуя вокруг скважины область пониженного давления. При этом в скелете пласта происходит увеличение напряжения, что приводит к его деформации. 55

qн Pпл

Pнас Гн t

Рис. 2.12. Динамика технологических показателей разработки нефтяного месторождения на упругом режиме: qн − дебит по нефти; Pнас − давление насыщения; Pпл − пластовое давление; Гн − газовый фактор

Деформации могут быть: упругими, неидеально упругими, неупругими (пластическими). Упругие свойства характеризуют способность тел восстанавливать свою форму. При упругих деформациях порода возвращается в исходное состояние после прекращения воздействия внешних сил. При пластических деформациях изменение формы тела является необратимым. При увеличении нагрузки выше некоторого значения может начаться разрушение породы. Критическое напряжение, при котором происходит её разрушение, называется пределом прочности. Пластичность характеризует свойства породы необратимо деформироваться, без нарушений сплошности, под действием механических нагрузок. В горных породах пластическая деформация может возникнуть в результате сдвига зерен в определенном направлении под действием напряжения. Деформация хорошо проницаемых коллекторов прекращается через 10–40 минут после изменения пластового давления, а в малопроницаемых породах это время может возрасти до 40 часов. Классическая теория упругого режима 56

фильтрации разработана для пород, обладающих только упругими (обратимыми) деформациями. К таким породам относятся песчаники с кальцитовым цементом (без примеси глин). Деформация способна влиять на фильтрационные характеристики пласта − пористость и проницаемость. При снижении пластового давления объем порового пространства пласта уменьшается за счет упругого расширения зерен породы (деформация твердой фазы). Объемная деформация пород учитывается коэффициентом сжимаемости β, 1/Па, который определяется: 1  ∂V  β=−   , (2.28) V  ∂P T где V – объем породы, м3; P – давление, Па. Рассматривают коэффициенты сжимаемости – порового пространства: − пор, − жидкой фазы (нефть и вода), − газовой фазы. Мы будем рассматривать только упругие деформации скелета породы, описываемые законом Гука:

Eε x = σ x − υ(σ y − σ z ) ,

(2.29)

где E – модуль Юнга (модуль продольной упругости), для горных пород этот модуль может меняться от нескольких сотен до единиц 10−4 МПа; ε x − деформация (сжатие или растяжение) породы;

σ x , σ y , σ z − нормальные составляющие напряжений; υ − коэффициент Пуассона (коэффициент поперечного сжатия) для горных пород принимает значения от 0 до 0,5. Относительное изменение объема образца породы можно определить как 57

∆V V

=

3σ(1 − 2υ) E

,

(2.30)

здесь σ − среднее нормальное напряжение,

σ=

σx + σ y + σz 3

.

(2.31)

Упругие характеристики горных пород зависят от состава, структуры пустотного пространства, насыщенности, температуры, давления. Для определения сжимаемости пласта с учетом всех компонентов В.Н. Щелкачевым был введен коэффициент упругоемкости пласта, учитывающий сжимаемость как пор, так и насыщающих их жидкостей:

β*= m0βж + βс ,

(2.32)

где β* , βс , βж , βв , βн − коэффициенты сжимаемости пласта, пористой среды, жидкости, воды, нефти, соответственно, 1/МПа,

β ж = βв S в + βн S н ,

(2.33)

m0 – коэффициент открытой пористости. Обобщенные данные коэффициентов сжимаемости: 1

= βс (0, 26 ÷ 5) ⋅ 10−4 , β= (2,7 ÷ 5) ⋅10−4 , в

МПа 1 МПа

βн = (7 ÷ 30) ⋅ 10−4 ,

(2.34)

,

1 МПа

,

.

Для изолированного пласта изменение средневзвешенного пластового давления можно записать как dP dt

= −

Q (t ) *

V ⋅β

58

,

(2.35)

где Q(t) – дебит скважины, м3/с; P − средневзвешенное пластовое давление, Па. Если дебит является величиной постоянной, Q0 = const, формула может быть записана в виде: ) P0 − P(t=

Q0

*

β ⋅V

t.

(2.36)

Объем нефти, который может быть отобран из пласта за счет упругого режима, определяем по величине упругого запаса пласта

Vупр= V ⋅β* ⋅ ∆P ,

(2.37)

где V – объем пласта, м3; β* – коэффициент упругоемкости пласта,

1 МПа

; ΔP – изменение пластового давления, МПа.

Упругий запас – это возможное изменение порового объема пласта при изменении пластового давления на заданное (предельное) значение. Второе определение упругого режима: 2. Открытый пласт – это нефтяная залежь, имеющая обширную водонапорную систему с выходом на поверхность (рис. 2.13). Особенность проявления такого упругого режима заключается в поддержании постоянного давления на контуре питания: Pк = const.

Рис. 2.13. Схема открытого пласта 59

Для определения изменения пластового давления в любой точке пласта на любой момент времени при работе единичной скважины с дебитом Q используют основную формулу упругого режима:

P − P(= r, t )

Q ⋅µ

[− Ei (− x)],

4π ⋅ k ⋅ h

(2.38)

Здесь P0 – начальное пластовое давление, Па; Q – дебит скважины, м3/с; μ – вязкость нефти, Па∙с; k – проницаемость пласта, м2; h – нефтенасыщенная толщина пласта, м; −Ei(−x) – интегральная показательная функция α −υ

e

[− Ei (− x)] = ∫ dυ ; υ

х=

r

2

4χt

υ

,

(2.39) (2.40)

где r – расстояние от центра скважины до точки пласта, м; t – время, с; χ – пьезопроводность пласта, м2/с. Пьезопроводность пласта определяет скорость перераспределения давления в пласте χ=

k *

µ ⋅β

.

(2.41)

При условии, что x = χt/r2 ≥ 8,33, основная формула приобретает следующий вид: P0 − = P(r , t )

 4ct  ln − c э , 4π ⋅ k ⋅ h  r 2  Qµ

(2.42)

Сэ = 0,5772 – постоянная Эйлера. Эта формула будет справедлива и для скважины конечного радиуса и для «укрупненной» скважины, и используется не только для определения изменения давления в пласте, но и для обработки данных по исследованию скважин на установившихся и 60

неустановившихся режимах, чтобы установить такие параметры пласта, как проницаемость, пьезо- и гидропроводность. Третий вид упругого режима: 3. Упруговодонапорный режим. Этот режим проявляется в пласте с ограниченной по размерам водоносной областью при условии, что давление на контуре не является постоянным. При упруговодонапорном режиме область пониженного давления со временем захватывает и водонасыщенную часть пласта. Для определения падения давления на контуре обычно рассматривают два возможных варианта. 1) Количество отбираемой жидкости постоянен, Qж = const. Это решение получено Ван Эвердингеном и Херстом Q ⋅µ

Pк (t ) = P∞ − ж

2π ⋅ k ⋅ h

f (1, t) ,

(2.43)

где

f (1,= τ) 0,5[1 − e −8,77 lg 91+τ) ] + 1,12lg(1 + τ)

(2.44)

f (1,= τ) 0,5[1 − (1 + τ) −3,81 ] + 0, 48ln(1 + τ) ,

(2.45)

или

t=

χ⋅t R

2

,

(2.46)

(R – радиус контура питания, при условии что форма залежи близка к окружности). 2) Количество отбираемой жидкости не является постоянным, Q ≠ const. Изменение давление на контуре питания при непостоянном дебите скважины по жидкости определяется по уравнению Pк (τ= ) P∞ −

τ

µ

∫ 2π ⋅ k ⋅ h

0

61

∂qж ∂λ

f (1, τ − λ )d λ ,

(2.47)

здесь λ – интервал времени, внутри которого дебит скважины принимается постоянным. При реализации первого типа упругого режима контур водонефтяного контакта не меняет своего положения, такой режим называется режимом истощения. При реализации второго и третьего типа упругого режима контур нефтеносности смещается в нефтенасыщенную часть, вторгшаяся вода полностью или частично замещает собой вытесненную нефть. При полном замещении нефти водой режим называется жестким водонапорным, т.е. пластовое давление остается практически неизменным. При частичном же замещении водонапорный режим проявляется в нефтенасыщенной части, а упругий – в водонасыщенной части пласта. Упруговодонапорный режим может быть как естественным, так и искусственным. Значение конечной нефтеотдачи существенным образом зависит от вида упругого режима: при замкнутом упругом режиме – 1,5 – 2,5 %, при жестко-водонапорном режиме – до 80 %. В ряде вычислительных комплексов при построении гидродинамической модели для задания размера и активности водоносного бассейна используется, в частности, решение Ван Эвердингена и Херста. Помимо низкого значения коэффициента нефтеотдачи, упругий режим может привести к техногенным процессам: существенное снижение пластового давления и проявление неупругих деформаций будет способствовать смыканию или разрушению порового объема пласта, что, в свою очередь, может вызвать оседание вышележащих пластов, локальное опускание земной поверхности и техногенные землетрясения.

62

2.7. Задачи 2.7.1. Расчет объема добытой нефти Определить объем добытой нефти из «закрытой» залежи, разрабатываемой без воздействия и долю упругого запаса. Исходные данные: − залежь имеет форму близкую к окружности радиусом R = = 5 км, − начальное пластовое давление P0 = 16 МПа, − давление насыщения Pнас = 6 МПа, − коэффициент открытой пористости пласта mо = 20%, − коэффициент сжимаемости жидкости βж = 10−3 1/МПа, − коэффициент сжимаемости среды βс = 10−4 1/МПа, − толщина пласта h = 10 м, − давление на забое добывающей скважины Pc = 8 МПа. Решение 1) Объем залежи

V = πRк2h,

V = 3,14 ⋅25 ⋅106 ⋅10 = 785 ⋅106 м3. 2) Коэффициент упругоемкости пласта β* = mоβж +βс, β* = 0,2 ⋅10−3 + 10-4 = 3⋅10−4 1/МПа. 3) Для поддержания в пласте упругого режима, давление в нем не может быть ниже давления насыщения, следовательно, максимальное снижение давления не может быть ниже10 МПа. Однако, по условию задачи забойное давление добывающей скважины равно 8 МПа, следовательно, величина ∆P будет равна: 63

∆P = P0 – Pc, ∆P = 8 МПа. са:

4) Объем добытой нефти будет равен величине упругого запаVупр = V⋅β*⋅∆P, Vупр = 785⋅106 3⋅10−4 ⋅8 = 1884⋅103 м3. 5) Доля упругого запаса

σ= σ=

1884 ⋅ 10

3

0, 2 ⋅ 785 ⋅ 10

Vупр m ⋅V

;

= 12 ⋅ 10−3= 0,012 ≈ 1.2%.

6

Из залежи будет отобрано лишь 1,2 % упругого запаса. Определение изменения пластового давления Задача 1. Исходные данные В бесконечном по простиранию нефтяном пласте с нефтенасыщенной толщиной h = 10 м пущена скважина с постоянным дебитом Qн = 150 м3/сут. Вязкость нефти в пластовых условиях равна = 10 мПа⋅с, проницаемость пласта k = 0,2⋅10−12 м2, пьезопроводность пласта χ = 1 м2/с. Определить, на какую величину изменится пластовое давление на расстоянии r = 50 м от центра скважины спустя 10 ч после пуска скважины. Решение Определим безразмерный параметр: x = χt/r2, x= 1⋅3600/250 = 14,4, 64

что больше 8,32, и следовательно, можно воспользоваться формулой P0 − = P(r , t )

 4ct  ln 2 − cэ  .  4π ⋅ k ⋅ h  r  Qµ

Снижение пластового давления, обусловленное работой добывающей скважины с постоянным дебитом, можно определить по формуле P0 − P (r , t )

150 ⋅ 10−3 ⋅ 10 ⋅ 10−6  4 ⋅ 1 ⋅ 3600  = − ln 0,5772 −12   2500 86400 ⋅ 4 ⋅ 3,14 ⋅ 0, 2 ⋅10 ⋅10  

= 2,412 МПа. Задача 2. В нефтяном бесконечном пласте с нефтенасыщенной толщиной h = 10 м вводятся в действие одна добывающая и одна нагнетательная скважины равной производительности Q = 100 м3/сут. Проницаемость пласта k = 0,4 ⋅10-12 м2, пьезопроводность пласта χ = 1,2 м2/с, вязкость пластовой нефти µ = 10 мПа⋅с, расстояние между скважинами l = 100 м. Определить величину давления в точке, находящейся на расстоянии l/2 от каждой скважины, при условии, что нагнетательная скважина начала закачку воды спустя 10 ч. после начала работы добывающей скважины, начальное пластовое давление составляло 10 МПа, а добывающая скважина проработала к этому времени 20 ч. Решение При работе нескольких скважин, в том числе и нагнетательных, для определения изменения давления в какой-либо точке пласта, будет справедлив принцип суперпозиции. Вычислим ∆P(r,t) для каждой скважины: 65

∆P (r , t ) доб

 1, 2 ⋅ 4 ⋅ 20 ⋅ 3600  100 ⋅ 10 ⋅ 10−9 = ln − 0,5772   4 −12 2 8,64 ⋅ 10 ⋅ 4 ⋅ 3,14 ⋅ 0, 4 ⋅10 ⋅10  (50) 

= 0,959 МПа. В отличие от добывающей скважины, работа нагнетательной скважины направлена на повышение пластового давления, следовательно: ∆P(r , t )наг

 1, 2 ⋅ 4 ⋅ 10 ⋅ 3600  100 ⋅ 10 ⋅ 10−9 = − − ln 0,5772  = −12 4 2 8,64 ⋅ 10 ⋅ 4 ⋅ 3,14 ⋅ 0, 4 ⋅10 ⋅10  (50) 

= − 0,8 МПа. Изменение пластового давления вследствие работы двух скважин составит: ∆P(r,t) = ∆Pдоб + ∆Pнаг; ∆P(r,t) = 0,959−0,8 = 0,159 МПа. Значение пластового давления на равном расстоянии между скважинами составит: P(r,t) = P0 −∆P(r,t); P(r,t) = 10−0,159 = 9,841 МПа. 2.8. Режим растворенного газа При снижении пластового давления ниже давления насыщения, т.е. Pпл(t) ≤ Pнас в залежи развивается режим растворенного газа. Давление насыщения пластовой нефти газом (Рнас) это максимальное равновесное давление, при котором пластовая нефть в процессе изотермического расширения переходит в двухфазное состояние (газ-жидкость). Этот режим относится к наиболее сложным как с точки зрения его эффективной реализации, так и определения условий фильтрации в пласте нефти и газа и расчета технологических показателей разработки. 66

В нефтяном пласте по всему объему начинает выделяться газ, который ранее находился в растворенном состоянии. Количество выделившегося газа прямо пропорционально понижению давления относительно давления насыщения. Динамика основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения показана на рисунке 2.14. При небольшом содержании пузырьков свободного газа в поровом объеме пласта одновременно находятся жидкая и газовая фазы, которые значительно различаются по характеристикам. Если свободный газ занимает до 10% порового объема он остается неподвижным, а нефть с растворенным в ней газом движется к добывающим скважинам. С появлением пузырьков свободного газа увеличивается сопротивление этому движению нефти и существенно уменьшается поровый объем, занятый нефтью. Неподвижный газ, рассеянный по всему объему пласта, расширяется при дальнейшем понижении давления и вытесняет нефть к добывающим скважинам, т.е. увеличивается добыча нефти, а значение газового фактора остается постоянным. Рпл Гн qн

Pc t Рис. 2.14. Технологические показатели разработки нефтяного месторождения на режиме растворенного газа 67

При дальнейшем увеличении газонасыщенности пласта (до 20%) отдельные пузырьки газа объединяются и образуют непрерывную газовую фазу, которая перестает быть неподвижной и начинает двигаться в пласте вместе с нефтью. Эти фазы существенным образом отличаются по своим свойствам: вязкость газа значительно меньше вязкости нефти (и воды), и со временем эта разница будет только увеличиваться за счет изменения компонентного состава нефти, а следовательно, будет изменяться и подвижность этих фаз. Подвижностью фазы называется отношение относительной фазовой проницаемости к вязкости данной фазы (Маскет, 1937 г.): k

λi = i , µi

(2.48)

где ki − относительная фазовая проницаемость i-ой – фазы; µi − вязкость i-ой – фазы. Соотношение подвижностей нефти и воды будет меняться в сторону улучшения условий фильтрации газа, что приведет к существенному росту его добычи и резкому росту газового фактора. Соотношение подвижностей это отношение подвижности нефти к подвижности газа: М=

λн λг

.

(2.49)

При значительной толщине пласта и хорошей гидродинамической связи отдельных его пропластков, в процессе разработки может образовываться вторичная газовая шапка в купольных частях месторождения. Изменение нефте- и газонасыщенности пласта носит необратимый характер, т.е. невозможно создать в пласте такие условия, при которых газ можно было бы вновь растворить в нефти. Поэтому при разработке нефтяного месторождения 68

на режиме растворенного газа последующий перевод месторождения на другие режимы не является эффективным. С дальнейшим увеличением газосодержания пласта резко уменьшается скорость движения нефти, сокращается её добыча и резко возрастает газовый фактор. Это приводит к быстрому истощению залежи. В процессе разработки происходит дальнейшее снижение пластового давления, а следовательно, и изменение свойств нефти (рис. 2.15). При разработке нефтяного месторождения на режиме растворенного газа (режим истощения) скважины располагаются либо по треугольной, либо по квадратной сетке. При наличии в пласте первичной газовой шапки или при образовании в процессе разработки вторичной газовой шапки в пласте может реализовываться газонапорный режим. Значения конечного коэффициента извлечения нефти при разработке нефтяных месторождений на естественных режимах: − на упругом режиме – 0,01–0,02; − на водонапорном режиме – 0,4–0,7; − на режиме растворенного газа – 0,15–0,3; − на гравитационном режиме – 0,1–0,2. Гр bн

µн P, МПа Рис. 2.15. Зависимость свойств нефти от изменения пластового давления: Гр − газовый фактор; bн − объемный коэффициент нефти; µн − вязкость нефти 69

2.9. Заводнение Разработка нефтяного месторождения на режиме истощения сопровождается снижением пластового давления, дебитов скважин, что приводит к низким значениям нефтеотдачи. Поддержание пластового давления путем закачки в пласт воды называется заводнением. Закачиваемая вода не только поддерживает пластовое давление, но и вытесняет нефть из пор, повышая тем самым коэффициент извлечения нефти. Последний зависит как от геолого-физических характеристик месторождения, так и от реализуемых технологических решений. Все факторы были объединены в два коэффициента: коэффициент вытеснения и коэффициент охвата. η = ηвыт ⋅ ηохв , (2.50) где ηвыт – коэффициент вытеснения, определяется отношением объема нефти вытесненного из пласта, к объему, находившемуся в пласте, охваченном процессом вытеснения V − Vост

0 ηвыт =

V0

,

(2.51)

в формуле V0 – объем нефти, находившийся в части пласта, охваченной процессом вытеснения; Vост – объем нефти, оставшийся в пласте. Этот коэффициент может находиться в интервале значений

0 ≤ ηвыт ≤ 1. Коэффициент вытеснения нефти водой в различных геологофизических условиях изменяется в пределах от 0,4 до 0,75, и зависит от следующих основных факторов: − минералогического состава пород; − соотношения вязкости пластовой нефти и закачиваемой воды; 70

− смачиваемости пород и характер проявления капиллярных сил. Не зависит лишь от скорости фильтрации. ηохв – коэффициент охвата определяется отношением объема пласта, охваченного процессом вытеснения пласта:

ко всему объему

V

охв , ηохв =

Vпл

(2.52)

здесь Vохв – объем пласта, охваченный процессом вытеснения; Vпл – объем пласта. И может находиться в интервале значений

0 ≤ ηохв ≤ 1. Выделяются следующие коэффициенты охвата:

− по толщине h

hh = охв , hобщ

(2.53)

где hохв – толщина пласта, охваченная процессом вытеснения; hобщ – общая толщина пласта. − по площади

S

ηs = охв , Sобщ

(2.54)

Sохв – площадь месторождения (элемента), охваченная процессом вытеснения; Sобщ – общая площадь месторождения (элемента). Коэффициент охвата зависит от: − макронеоднородности пласта; − соотношения подвижностей нефти и воды; − системы расстановки и плотности сетки скважин. Коэффициент нефтеотдачи (ŋ) зависит от выбранной системы расстановки и плотности сетки скважин 71

η = a ⋅ exp(−b ⋅ Sc ),

(2.55)

где a, b – коэффициенты пропорциональности, зависящие от коллекторских свойств пласта, пластовых жидкостей и соотношения подвижностей нефти и закачиваемой воды; Sc – плотность сетки скважин, м2/скв. Параметр, который характеризует систему расстановки скважин на месторождении, называется коэффициентом сетки αс, который определяется отношением длины минимальной и максимальной линий тока в элементе (рис. 2.16)

l  a c = min  . (2.56) l  max эл Чем больше коэффициент сетки, тем выше степень гидродинамического совершенства системы расстановки скважин и тем выше коэффициент охвата пласта по площади. В неоднородных коллекторах, по мере увеличения плотности сетки скважин, коэффициент охвата пласта воздействием увеличивается по экспоненциальному закону. lmax

lmin

Рис. 2.16. Определение коэффициента сетки скважин

72

2.9.1. Виды заводнения Определяются по местоположению нагнетательных скважин, обеспечивающих наиболее эффективную гидродинамическую связь между зонами нагнетания и отбора. Законтурное заводнение Нагнетательные скважины располагаются за внешним контуром нефтеносности на расстоянии от 100 м до нескольких сотен метров. Этот вид заводнения применяют, как правило, на месторождениях с достаточно однородными пластами, сложенными, в основном, песчаниками и алевролитами, проницаемость которых 0,3÷1,0 мкм2, вязкость пластовой нефти 1,0÷5,0 мПа⋅с, а ширина самого пласта не превышает 4−5 км. При законтурном заводнении происходит отток значительного объема закачиваемой воды в законтурную область, который не работает на поддержание пластового давления. Объем потерь составляет от 60 до 70% закачиваемой воды. При законтурном заводнении происходит перемещение водонефтяного контакта (ВНК), а также поступление значительного объема нагнетаемой воды в водонасыщенную часть пласта. Основные недостатки: − при повышении давления закачки воды увеличиваются ее потери; − наличие водонефтяной зоны (ВНЗ) приводит к ускоренному продвижению внутреннего водонефтяного контакта (ВНК); − при повышенной вязкости нефти возможно быстрое обводнение всех эксплуатационных рядов; − наибольший коэффициент вытеснения наблюдается в периферийной части месторождения; − большое количество добываемой воды; − низкие темпы разработки (до 3%). 73

Приконтурное заводнение Нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне вблизи внешнего контура нефтеносности. Система применяется при ухудшенных гидродинамических связях нефтяной зоны пласта с законтурной областью. При приконтурном заводнении на поддержание пластового давления работает больший объем закачиваемой воды, однако к недостаткам можно отнести возможность оттеснения части запасов из нефтенасыщенной в водонасыщенную область пласта. Внутриконтурное заводнение Применяется: − на больших месторождения, как по площади, так и по запасам; − на месторождениях, неоднородных по строению и коллекторским свойствам; − в низкопроницаемых пластах; − при повышенной вязкости нефти; − в карбонатных коллекторах. Вид внутриконтурного заводнения определяется взаимным расположением добывающих и нагнетательных скважин. Скважины можно располагать по: − рядной системе; − площадной системе; − блокам; − очагово-избирательной системе. Применении внутриконтурного заводнения приводит к: − более высоким темпам разработки; − большим значениям конечной нефтеотдачи и за безводный период; 74

− более длительному периоду фонтанирования обводненных скважин. Избирательное (очаговое) заводнение применяют, как правило, на месторождениях с зональной неоднородностью. В качестве нагнетательных скважин в зонах с пониженным пластовым давлением рассматриваются добывающие скважины, вскрывшие максимальное количество продуктивных слоев и обладающих хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Наличие гидродинамических связей может быть определено методом трассерных закачек. Для этого вида заводнения характерно: − неравномерная выработка пластов; − отсутствие сформированной линии стягивания контуров нефтеносности; − увеличение объемов попутно добываемой воды; − снижение коэффициента нефтеотдачи; − сокращение периода безводной добычи нефти. При избирательном заводнении возможен перенос линии нагнетания по отдельным обводненным скважинам. Часто при разработке нефтяных месторождений применяют комбинированные системы заводнения, т.е. сочетание внутри- и законтурного заводнения. Требования, предъявляемые к закачиваемой воде. Она не должна: − вступать в химические реакции с пластовыми водами (возможно образование осадков и закупорка пор); − засорять ПЗ нагнетательной скважины (очистка воды от механических примесей); − содержать сероводород и углекислоту (возможна коррозия оборудования); − вызывать набухание глинистых пропластков. 75

Источниками закачиваемой воды может служить очищенная, попутно добытая пластовая вода, вода из поверхностных источников и неглубоко залегающих водонасыщенных пластов. 2.9.2. Методики расчета технологических показателей разработки нефтяного месторождения с применением поддержания пластового давления (ППД) Существует несколько способов расчета технологических показателей разработки: 1) аналитический метод расчета (графоаналитический); 2) численный (с использованием программных продуктов); 3) эмпирические зависимости. При выборе метода расчета необходимо определить цели расчета, степень точности и область применения результатов. Аналитический метод расчета технологических показателей разработки нефтяного месторождения с применением заводнения При аналитическом методе расчета технологических показателей разработки используют различные модели вытеснения. Модели вытеснения это описание наиболее важных (значимых) процессов, происходящих в пласте при вытеснении нефти водой в виде системы уравнений. Рассмотрим наиболее распространенную модель непоршневого вытеснения нефти водой, или модель совместного течения двух фаз – нефти и воды. Все уравнения, приведенные ниже, основаны на предположении справедливости теории сплошной среды, которая подразумевает наличие в бесконечно малом объеме всех составляющих пластовой системы твердая фаза – нефть − вода. В модели двухфазной фильтрации предполагается движение каждой фазы по своей части поровых каналов независимо от 76

свойств других фаз (Леверетт, 1941 г.). Запишем уравнение неразрывности однофазной жидкости в деформируемом пористом пласте произвольной формы: ∂ ∂t

(m ⋅ ρ) + div(ρ ⋅ v) = 0 ,

(2.57)

 где m0 – коэффициент открытой пористости; ρ – плотность; v − вектор скорости фильтрации. Для движения двух сосуществующих фаз уравнение неразрывности примет вид: ∂ ∂t

(m ⋅ si ⋅ ρi ) + div(ρi ⋅ vi ) = 0 ,

(2.58)

где si − насыщенность порового пространства i-ой фазой; i = 1, 2 (количество фаз) и n

∑ Si = 1 ,

i =1

(2.59)

m= m ⋅ si − доля порового пространства, занятого i-ой фазой. i Предположим, что скорость фильтрации i-ой фазы подчиняется обобщенному закону Дарси k ⋅ ki′

− vi =

µi

∇pi ,

(2.60)

здесь i = 1,2; k – абсолютная проницаемость пласта, ki′ − относительная фазовая проницаемость i-ой фазы, ki′ = ki(si), μί – вязкость i-ой фазы, pi – давление в i-ой фазе. Обозначим через s – насыщенность вытесняющей фазой (водонасыщенность), тогда нефтенасыщенность будет равна: 1 – s. При условии ρi =const и m = const уравнение неразрывности можно записать в виде:

d  + divv1 = 0  ∂t  d ∂ 0 m (1 − s ) + divv2 =  ∂t m

∂s

77

(2.61)

В полученной системе уравнений содержится три неизвест  ных: s, v1 и v2 . Сложив два уравнения, получим: d (2.62) divv = 0 ,    где v= v1 + v2 − суммарная скорость фильтрации. Величина капиллярного давления, которое определяется как разница давлений в двух сосуществующих фазах и записывается: s⋅cos θ ⋅ J ( s ), k m

= Pc ( s )

(2.63)

σ − величина межфазного натяжения, Н/м; θ − краевой угол смачивания; J(s) – функция Леверетта. Запишем систему уравнений, которая будет описывать процесс двухфазной фильтрации несжимаемых и несмешивающихся жидкостей в недеформируемой поровой среде (система Рапопорта-Лиса):

d  + divv1 = 0 ∂t  dd div(v1 + v2 ) = 0 , d k ⋅ ki − ∇Pi  vi = mi  Pc ( s ) = α ⋅ J ( s )  m

∂s

(2.64)

где i = 1, 2

α=

s ⋅ cos θ ⋅ m k

.

(2.65)

При изучении процессов фильтрации в обычных поровых коллекторах скважинами величиной капиллярного давления можно пренебречь, т.е. принять P( s ) ≈ 0 . Тогда последняя система уравнений (2.64) примет вид: 78

 d 0 + divv1 = ∂t  dd 0 . div(v1 + v2 ) =  k ⋅ ki d vi = − ∇Pi  mi  m

∂s

(2.66)

Эта система носит название системы Бакли-Леверетта. Так как скорость фильтрации подчиняется обобщенному закону Дарси, скорость фильтрации водной фазы можно записать в виде  = v1

k1 k1

µ1

µ1 k + 2

 ⋅ v или

(2.67)

µ2

  = v1 F ( s ) ⋅ v ,

(2.68)

где F (s) =

k1 ( s ) k1 ( s ) + µ 0 ⋅ k2 ( s )

,

(2.69)

F(S) − функция Бакли-Леверетта, µ µ0 = 1

µ2

.

(2.70)

На рисунке 2.17 представлены зависимости относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде для различного типа смачиваемости горной породы от водонасыщенности. Функция Бакли-Леверетта определяет объемную долю воды в двухфазном потоке жидкости. Вид функции показан на рисунке 2.18. Рассмотрим решение системы уравнений Бакли-Леверетта в случае одномерных течений. Для плоскопараллельного течения первое уравнение в системе (2.66) можно записать как 79

m

∂s ∂t

+ v(t )

∂F ( s ) ∂x

= 0,

(2.71)

начальные и граничные условия запишем в виде s(x,0) = s0,

(2.72)

s(0,t) = s0 ,

(2.73)

где s0 − начальное значение водонасыщенности; s0 − конечное значение водонасыщенности. Решение уравнения с начальными и граничными условиями примет вид

x(= s, t )

1 m

∫ v(λ)d λ ⋅ F ′( s)

(2.74)

для любых значений s в интервале от s0 до s0. F ′( s ) производная функции Бакли-Леверетта. Относительные фазовые проницаемости, %

Водонасыщенность, %

S

Рис. 2.17. Относительные фазовые проницаемости по нефти и воде для гидрофильной и гидрофобной породы

(------) (

80

)

Рис. 2.18. Вид функции Бакли-Леверетта

Для однозначности уравнения (определение единственного значения величины F(s)) вводится условная граница раздела, называемая фронтом вытеснения, на которой насыщенность меняется скачкообразно – от начального значения s0 до некоторого значения sф. Распределение насыщенности по пласту показано на рисунке 2.19. Sф – называется насыщенностью вытесняющим агентом на фронте вытеснения. При этом интервал значений насыщенности изменится: sф ≤ s ≤ s0 . Значение производной функции Бакли-Леверетта может быть определено как F ( sф ) − F ( s0 ) F ′( s ) = . (2.75) sф − s0

Для плоскорадиального течения уравнение неразрывности примет вид:

m

∂s ∂t

+

q (t )

∂F ( s )

2π ⋅ r ⋅ h

∂r

= 0,

начальные и граничные условия запишем в виде 81

(2.76)

s (r , t) =s0

(2.77)

s (r0 , t ) = s 0

Для расчетов удобно пользоваться безразмерными параметрами: координатой ξ и временем τ или количеством прокачанных поровых объемов. Запишем ξ и τ в виде x

x= = ξ

L

− для плоскопараллельного течения;

2

2

2

2 − rc

r − rc R

− для плоскорадиального течения;

(2.78) (2.79)

t

∫ q (λ ) d λ

t =0

Vпор

,

(2.80)

x, r – текущее положение фронта вытеснения, L, R – положение линии отбора, q(t) – темп закачки воды, Vпор – поровый объем элемента. Тогда уравнение неразрывности и начальные и граничные условия примут вид: ∂s ∂τ

+

∂F ∂ξ

= 0,

s (ξ,0) = s0 . 0 s (0, τ) =s

(2.81) (2.82)

Решение уравнения можно записать следующим образом: ξ( = s, τ) F ′( s ) ⋅ τ ,

(2.83)

sф ≤ s ≤ s 0 .

(2.84)

Формулы для расчета технологических показателей разработки при непоршневом вытеснении нефти водой 82

τ {1 − F [ s ( τ)]} + s ( τ) − s0

η(τ) =

1 − s0

,

(2.85)

где F [ s (τ)] − значение функции Бакли-Леверетта для водонасыщенности на стенке добывающей скважины.

Рис. 2.19. Распределение водонасыщенности по пласту: S0 – начальное (связанное) значение водонасыщенности, S0 – максимальное значение водонасыщенности, Sф – водонасыщенность на фронте вытеснения, Sн.ост. – значение остаточной нефтенасыщенность, Xф – положение фронта вытеснения

В безводный период разработки значение нефтеотдачи: η(τ) =

τ

1 − s0

.

(2.86)

Мгновенный дебит по нефти и воде:

qн (t= ) q[1 − υ(t )] или qн (= t ) v(t ) ⋅ B ⋅ h[1 − υ(t )]

(2.87)

t ) v(t ) ⋅ B ⋅ h ⋅ υ(t ) . qв (t ) = q ⋅ υ(t ) или qв (=

(2.88)

Учитывая коэффициент охвата, перепишем уравнение неразрывности в безразмерных координатах: ∂s ∂τ

+

1 kохв

⋅

83

∂F ( s ) ∂ξ

= 0,

(2.89)

а решение уравнения примет вид 1

ξ( s = , τ)

kохв

при sф ≤ s ≤ s 0 .

⋅ F ′( s ) ⋅ τ ,

(2.90)

Тогда значение нефтеотдачи будет определяться по следующей формуле:  τ  1 [ ( )] ( ) F s s s − τ + τ − { }  0 kохв   ⋅k . = η(τ) охв 1 − s0

(2.91)

Если вместо скорости фильтрации известен перепад давлений между линией нагнетания и линией отбора, то можно определить суммарную скорость фильтрации:

v(t ) =

P (0, t ) − P ( L, t ) R ( L, t )

,

(2.92)

где P(0, t) и P(L, t) – давление на линиях нагнетания и отбора, x

R ( x, t ) = ∫

x0

dx k ⋅(

kн µн

– фильтрационное сопротивление, и воды.

+ kн

µн

kв µв

и

) kв µв

(2.93)

− подвижности нефти

Прогноз технологических показателей разработки нефтяного месторождения на основе эмпирических методик Большинство существующих эмпирических методик используются для прогнозной оценки показателей разработки нефтяного месторождения (при отклонении фактических от утвержденных проектных), а также эффективности проводимых мероприятий. 84

Методики основаны на различных видах зависимостей обводненности и нефтеотдачи, от фактических текущих или накопленных показателей добычи нефти, воды и (или) жидкости. Эмпирические методики имеют свои преимущества и недостатки. Для применения этих методик не требуется построения геологических и гидродинамических моделей. Учет геологофизических параметров пластовой системы заложен «внутри» фактических показателей разработки. Методики, как правило, имеют ограниченную область применения: большинство из них могут использоваться для месторождений, находящихся на заключительных стадиях с уже полностью сформированной системой разработки и значением обводненности более 50%. А. Методика основана на определении зависимости нефтеотдачи от обводненности Определим взаимосвязь дебита скважины по нефти и обводненности: q= qж ⋅ ν , (2.94) в где ν − обводненность продукции скважины

q= qж − qв , н

(2.95)

= qн qж (1 − ν) .

(2.96)

тогда Определим нефтеотдачу как t

)d ∫ q н (tt

0 η(t ) =

G

,

(2.97)

.

(2.98)

тогда dη dt

=

qж (1 − ν ) G

Разделив обе части уравнения на (1−ν) получим: 85

dη

⋅

q (t )

1

dt (1 − ν )

Выразим зависимость

dη dt

ж = .

(2.99)

G

через

d η dv dt

⋅

dt

, тогда уравнение при-

мет вид

η′(ν) ⋅

dν

⋅

q (t )

1

dt (1 − ν )

=ж

G

.

(2.100)

Проинтегрируем полученное уравнение и разделим переменные: 1

t

ν

η′(ν ) d ν

0

(1 − ν )

)d = ∫ ∫ qж (tt G 0

.

(2.101)

Последнее уравнение и выражает зависимость нефтеотдачи от обводненности. В. Характеристики вытеснения являются эмпирическими зависимостями вида: «накопленная добыча нефти – накопленная добыча жидкости», и отражают процесс вытеснения нефти водой при сложившейся системе разработки. Характеристики вытеснения позволяют проводить оценку прогнозных показателей методом интерполяции и оценить эффективность существующей системы разработки нефтяного месторождения с применением заводнения. Изменения, вносимые в существующую систему разработки, приводят к изменению вида характеристики вытеснения. Существуют два вида характеристик вытеснения: интегральный, основанный на накопленных показателях, и дифференциальный – текущие показатели добычи нефти и жидкости. Первый вид является более устойчивым. Существует несколько десятков различных видов характеристик вытеснения. Приведем лишь несколько наиболее используемых. 1) Qн= A −

B Qж

, 86

где Qн, Qж – накопленная добыча нефти и жидкости; A и B – коэффициенты, подлежащие определению. Прогнозные показатели определяются методом экстраполяции, а величина Qн стремится к асимптоте, по величине соответствующей извлекаемым запасам. 2) Qн = A + B ⋅ ln Qж , обозначения те же. 3) Qн = А + В ⋅

1 Qж

4) Qн = A + B ⋅ ln Qв Для каждой характеристики определяются коэффициенты А и В по методу наименьших квадратов n

n

n

n ⋅ [ ∑ ( xi ⋅ yi )] − [ ∑ xi ] ⋅ [ ∑ yi ]

B ==i

=i 1 =i 1 n n[ xi2 ] − [ xi ]2 =i 1 =i 1 1

n

∑

∑

n

,

n

∑

∑

[ yi ] − B[ xi ] = A = i 1 =i 1 . n

Подбор характеристики вытеснения для прогноза добычи нефти, воды и жидкости проводят по величине стандартного отклонения S n

S=

∑ ( yi − yiрасч )2

i =1

n−2

,

где yi – фактическое значение Qн, yiрасч – значение Qн, полученное по найденной зависимости, n – количество введенных значений Qн. Характеристики вытеснения также могут использоваться для 87

определения эффективности применяемых технологий по интенсификации добычи нефти. Для этого проводят их сравнение по фактическим данным по группе скважин, находящихся в гидродинамически связанной зоне, до проведения работ (базовый вариант) и после (рис. 2.20). Следует отметить, что характеристики вытеснения не позволяют прогнозировать эффективность той или иной технологии до проведения этих работ. 25 20 (Qж/Qн)^ 2

после МВ 15

базовы й

10 5 0

5,76Е+131,54Е+143,09Е+145,06Е+146,86Е+149,05Е+14 1,2Е+15 1,56Е+15 Qж^ 2

Рис. 2.20. Характеристики вытеснения по базовому варианту до и после проведения работ

2.9.3. Технологии внутриконтурного заводнения При реализации внутриконтурного заводнения, в зависимости от геологического строения пласта, свойств пластовой нефти и применяемой системы расстановки скважин, в пласте образуются зоны, в которых нефть практически не вытесняется (целики нефти). Применение различных технологий заводнения направлено на уменьшение зон, неохваченных процессом вытеснения, и на совершенствование процесса вытеснения. Технологии гидродинамических методов можно разделить на две группы. 88

1) Нестационарные режимы. Изменение режимов эксплуатации нагнетательных и (или) добывающих скважин (импульсное снижение или увеличение закачки воды и отборов жидкости), смена фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости (ФОЖ). Эти технологии предполагают использовать изменение упругих сил пластовой системы за счет изменения полей давлений. Область применения нестационарного заводнения: − карбонатный и терригенный коллектор, насыщенный высоковязкой нефтью; − слабопроницаемый терригенный коллектор. Применение форсированного отбора жидкости (ФОЖ) эффективно, как правило, в обводненных скважинах, расположенных на линиях стягивания контуров нефтеносности, в тупиковых зонах, в пластах с высокой вертикальной неоднородностью, толщиной и на поздней стадии разработки. 2) Изменение системы размещения скважин, перенос линии нагнетания. Для эффективного применения этих технологий необходимо сочетание следующих условий: макронеоднородность пласта (слоистость, расчлененность), гидродинамическая связь между слоями, неоднородность пор по размерам, гидрофильность пород. 2.9.4. Особенности разработки водонефтяных зон Практически каждое нефтяное месторождение имеет водонефтяную зону (ВНЗ), которая является переходной зоной от нефтенасыщенной к водонасыщенной части пласта и располагается между внутренним и внешним контуром нефтеносности. Эта переходная зона формируется под действием капиллярных сил и из-за различия плотностей нефти и воды. В зависимости от зна89

чений геолого-физических параметров пласта и пластовых жидкостей, переходные зоны могут иметь большие площади и толщины. Так ширина ВНЗ может изменяться от 1,5 до 5−6 км, а толщина − до нескольких десятков метров; водонефтяные зоны могут содержать значительную долю запасов. Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину. Например, на таких месторождениях как Туймазинское, Шкаповское, Мегионское, водонефтяные зоны занимают от 31 до 80,3% общей площади нефтеносности, а запасы могут составлять 45% и выше. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения. Величина капиллярного подъема h определяется уравнением

h=

2 ⋅ sвн ⋅ cos θвн , ri ⋅ g ⋅ (rв − rн )

(2.102)

где σвн − поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; θвн − краевой угол смачивания на той же границе; ri − радиус капилляра; g − ускорение свободного падения; ρв и ρн − плотность воды и нефти соответственно. Высота капиллярного подъема увеличивается: • при уменьшении радиуса капилляров; • при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз; • при уменьшении краевого угла смачивания; • при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз. В результате между газо-, нефте- и водонасыщенными частями пласта образуются не четкие границы, а так называемые переходные зоны, в пределах которых содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения. 90

Разработка водонефтяных зон характеризуется высоким значением обводненности продукции и низкой величиной нефтеотдачи, однако в некоторых случаях скважины могут работать с длительным безводным периодом. Динамика обводненности в значительной степени зависит от особенностей геологического строения. Разработка ВНЗ на большинстве месторождений проводится вертикальными скважинами, расположение которых во многом зависит от размеров ВНЗ. При размерах ВНЗ: 1) меньше 18% от всей площади нефтеносности они разрабатываются скважинами, пробуренными в чисто нефтяной зоне; 2) больше 18%, на менее 35% от всей площади нефтеносности эти зоны разрабатывается самостоятельными добывающими скважинами; 3) больше 35% от всей площади нефтеносности разработка ведется самостоятельной сеткой скважин, включая нагнетательные. Как правило, интервалы перфораций размещают в 20–30% прикровельной части продуктивного пласта. Осложняющим фактором при разработке ВНЗ является конусообразование. Широкое применение горизонтальных скважин может привести к изменению плотности сетки скважин на ВНЗ, времени их ввода в разработку и к более полному извлечению нефти за счет вовлечения в разработку тонких (менее 2 м), нефтяных пластов. При разработке ВНЗ может применяться избирательное заводнение. Для его реализации необходимо определить положение нагнетательных скважин с учетом геологического строения и определении водонасыщенных зон. При заводнении коэффициент нефтеотдачи может составить от 30 до 60%, в зависимости от условий его применения. Низкий 91

коэффициент нефтеотдачи чаще всего связывается с низким значением коэффициента охвата пласта заводнением из-за его неоднородности. Наличие подошвенной воды в нефтяных пластах снижает эффективность заводнения за счет быстрого формирования конуса воды. Нефтеотдача за безводный период оценивается как 0,04– 0,05. Значительные объемы воды в начальный момент времени поступают в подошвенную часть пласта, а также могут происходить перетоки нефти в подошвенную часть. Степень вскрытия пласта не влияет на величину нефтеотдачи. Основные недостатки заводнения: 1) принимаются во внимание особенности геологического строения месторождения при проектировании систем заводнения из-за недостаточной степени изученности; 2) не учитываются техногенные изменения в процессе длительной разработки; 3) не обеспечивается полнота охвата заводнением неоднородных, расчлененных пластов: преждевременное обводнение высокопроницаемых пластов, формирование трудноизвлекаемых запасов; 4) ухудшение свойств остаточной нефти; 5) снижение пластовой температуры при закачке холодной воды; 6) ухудшение коллекторских свойств пласта (пористости и проницаемости); 7) изменение пластовой системы связано с: техногенными изменениями, напряженно-деформированным состоянием пласта, составом и свойствами нефти, гидродинамическим и температурным режимами пласта; 8) в глинистом коллекторе снижение минерализации закачиваемой воды по сравнению с пластовой, может приводить к набу92

ханию глин и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Снижение минерализации воды с 40 до 10 г/л может уменьшить проницаемость в 1,5–2 раза. Основными причинами образования остаточной нефтенасыщенности являются: 1) сложность геологического строения, обусловленная макронеоднородностью пластов (линзы, расчлененность, прерывистость пластов – 0,1–0,8 объема залежи); 2) неоднородность пластов по проницаемости (от 0,01 до 3– 4 мкм2); наличие пластов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами; 3) вязкость нефти больше вязкости воды. Диапазон изменения вязкости нефти при заводнении – от 1−5 до 50 мПа∙с; 4) застойные зоны; 5) наличие ВНЗ; 6) техногенные изменения в пластах; 7) остаточная нефть в обводненных пластах в виде пленочной или капельной нефти; 8) микронеоднородность коллектора (размеры капилляров от 1∙10−4 до 1 см; 9) удельная поверхность пористой среды – от 0,05−3 до 10−4 см2/см3); 10) изменение (ухудшение) свойств остаточной нефти (действие межфазных молекулярных сил от 18 до 30 мН/м); 11) разбуривание месторождений не по оптимальным сеткам скважин; 12) несовершенство применяемых технологий; 13) выделение многопластовых эксплуатационных объектов. В таблице 2.2 приведены критерии применимости метода заводнения. 93

Таблица 2.2 Критерии применимости метода заводнения №

Параметр

1

Глубина залегания пласта

2

Тип коллектора

3 4 5 6 7 8 9 10

Глинистость Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Соленость пластовой воды

Единицы измерения м

% м % мкм2 % ºС мПа·с г/л

Критерии применимости −нз Терригенный Карбонатный (поровый) 60 ξ τx, то σ(τ−x) = 1. 4) Величина erf для значения х = 0.0513 равна 0,05637. erfc(x) = 1−0,05637 = 0,04363. Подставив в уравнение T(r, t) = T0 + (Tз−T0)·erfc(x) получим: T(r, t) = 20 + (200−20) 0,04363 = 27,9 °C. Закачка пара. Более широкое применение получила технология закачки оторочки пара, имеющего большее значение теплосодержания. Теплосодержание определяется как Нв = Св(T−T0) − теплосодержание воды, ккал/кг;

(2.111)

Hп = Св(T−T0) + Eп − теплосодержание пара, ккал/кг,

(2.112)

где Eп – скрытая теплота парообразования –количество тепла, необходимое для передачи массе воды для перевода ее в пар при 104

постоянной температуре. Eп = 539 ккал/кг – скрытая теплота парообразования. Другой характеристикой пара является степень сухости. Сухость пара – массовая доля насыщенного пара во влажном. Сухой пар переносит большее количество теплоты, чем вода:

Xп =

Мп , Мв + Мп

(2.113)

где Mп – масса пара, кг; Mв – масса воды, кг. Сухость пара может изменяться в пределах 0 ≤ Xп ≤ 1. Объем одной массы, занимаемой паром, в 100 раз больше объема одной массы воды. Для определения температуры насыщения в зависимости от давления можно воспользоваться формулой

 Р Т наc ( Р) = 100    Р0 

0,257

,

(2.114)

Р – пластовое давление, Р0 – атмосферное давление. При закачке пара в пласте может происходить процесс дистилляции – испарения и переноса по пласту легких углеводородов, которые затем конденсируются в непрогретой части пласта, растворяясь в нефти и снижая ее вязкость. Испарение может происходить только при наличии газовой фазы, в которую может испаряться нефть. Пар при закачке конденсируется и нефть может испаряться только в очень узкой зоне несконденсировавшегося пара. Применение тепловых методов приводит, как правило, к: − повышению нефтеотдачи; − увеличению времени безводного периода; − сокращению сроков разработки. 105

Основные технологии тепловых методов: • Нагнетание оторочки пара Нагнетание нагретой воды может быть эффективнее закачки пара (при разработке глубокозалегающих пластов). • Пароциклическая закачка в неоднородный коллектор приводит к проявлению капиллярной пропитки конденсата в поры малопроницаемого блока. Продолжительность периода паропропитки зависит от следующих факторов: режима разработки пласта, величины пластового давления, объема закачки и сухости пара, теплоемкости пласта и пластовых флюидов. С увеличением температуры интенсивность капиллярной пропитки возрастает. Сочетание теплового метода с физико-химическими: термополимерное заводнение, термощелочное заводнение, закачка пара с растворителем, закачка пара с пеной и др. • Импульсно-дозированное тепловое воздействие. • Парогазоциклическое воздействие: нагнетание дымовых газов или СО2 вместе с паром увеличивает коэффициент вытеснения нефти, понижает паронефтяной и водонефтяной факторы за счет снижения вязкости нефти, ее расширения, проявление режима растворенного газа. • Закачка пара в водоносный пласт. • Внутрипластовое горение (внутрипластовое горение с пенными системами). • Применение горизонтальных скважин. При закачке пара в горизонтальные нагнетательные скважины увеличивается зона дренирования и зона контакта пара с высоковязкой нефтью, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта тепловым воздействием. Применение пенных систем также приводит к увеличению коэффициента охвата пласта воздействием. 106

Внутрипластовое горение. Разработка нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения была впервые предложена А.Б. Шейнманом в 30-х годах ХХ века. Метод внутрипластового горения основан на инициировании экзотермических окислительных реакций при закачке в пласт воздуха и характеризуется сложными физико-химическими процессами, происходящими в пласте. Вытеснение нефти происходит за счет комплексного воздействия на пласт паром, горячей водой, газами горения, растворителями, ПАВ и др. Технологии внутрипластового горения: сухое, влажное, сверхвлажное. Влажное и сверхвлажное горение характеризуется водовоздушным отношением, которое определяется для каждого конкретного условия (обычно от 1 м3 до 5 м3 воды на 1000 нм3 воздуха). Увеличение нефтеотдачи при внутрипластовом горении происходит в основном за счет снижения вязкости нефти, увеличения объема нефти и дистилляции. Применение горизонтальных скважин позволяет расширить возможности тепловых методов. Технология гравитационного дренажа с применением закачки пара (SAGD) основана на использовании двух горизонтальных скважин, стволы которых параллельны друг другу, причем вышележащая по вертикали горизонтальная скважина является нагнетательной, а нижележащая – добывающей. Вследствие низкой плотности, по сравнению с другими фазами, происходит расширение паровой зоны вверх и в сторону. Нагнетаемый пар стремится в верхнюю часть пласта. На границе паровой камеры пар конденсируется при передаче тепла битуму, а прогретый битум вытесняется под действием собственного веса вместе с конденсировавшимся паром по направлению 107

сверху вниз. Природный битум и горячий конденсат отбираются нижней горизонтальной добывающей скважиной. 2.10.2. Химические методы воздействия К химическим методам увеличения нефтеотдачи относятся такие, которые повышают степень извлечения нефти из недр в результате химических реакций, происходящих в пласте. В общем случае химические методы воздействуют на вязкостные характеристики вытесняющего и вытесняемого агентов, а также на микро-характеристики системы «нефть – вытесняющий агент – порода» (снижение межфазного натяжения, изменение фазовых характеристик). Классификация химических методов по типу закачиваемого рабочего агента: ПАВ, щелочи, полимер. Наиболее широко применяемой технологией является закачка оторочек химических реагентов. Основными параметрами, характеризующими оторочку, являются объем оторочки, выраженный в долях порового объема и концентрация химического вещества. Размеры оторочки обычно составляют 0,1–0,3Vпор, а весовая концентрация изменяется от 0,05 до 5%. Оптимальной считается оторочка, объем которой с исходной концентрацией реагента сохраняет ее нефтеотмывающие свойства при минимальном размере при подходе к линии отбора. Основными механизмами увеличения нефтеотдачи являются уменьшение величины поверхностного натяжения и изменение смачиваемости поверхности твердого тела. При закачке в пласт химических реагентов (ПАВ, полимеры и т.д.) происходит процесс адсорбции − увеличение концентрации молекул вещества на поверхности породы, в результате чего изменяются ее свойства (фильность и фобность породы). 108

Для описания процесса адсорбции обычно используют два вида изотерм сорбции − изотерма Генри и Ленгмюра. Наиболее простой вид имеет изотерма сорбции Генри: А(с) = Г·с,

(2.115)

где А(с) – концентрация сорбированного вещества; Г – константа Генри; с – массовая концентрация вещества в водной фазе. Адсорбция зависит от величины удельной поверхности породы, минералогического состава, температуры, солености воды. Повышение нефтеотдачи при закачке в пласт ПАВ обусловлено уменьшением величины поверхностного натяжения (с 35÷ 45 мН/м до 7÷8,5 мН/м) и увеличением краевого угла смачивания. Существенное снижение эффективности химических методов может произойти при адсорбции большого количества вещества на поверхности горной породы, что приводит к снижению нефтеотмывающих свойств оторочки. Щелочное заводнение это закачка в пласт рабочего агента, имеющего щелочную реакцию, например: NaOH – едкий натр (каустическая сода); Na2CO3 – кальцинированная сода; Na3PO4 – тринатрийфосфат и др. При реакции щелочи с кислотными компонентами нефти происходит образование солей щелочных металлов, которые являются поверхностно-активными веществами (ПАВ). Щелочной раствор может снижать величину поверхностного натяжения в 2,5 – 18 раз и лучше смачивает поверхность породы, чем вода. Параметры, влияющие на эффективность применения щелочного раствора: − концентрация кислотных компонентов нефти, − температура (возрастание скорости процесса), 109

− минерализация пластовой и закачиваемой вод (с возрастанием количества солей резко увеличивается минимальное значение межфазного натяжения), − содержание глин (поглощают большое количество щелочи). Закачка водного раствора полимера отличается от других физико-химических методов тем, что полимер может транспортироваться по пласту только водной фазой. К основным механизмам увеличения нефтеотдачи относятся повышение коэффициента охвата пласта воздействием по толщине и по площади. К основным параметрам, характеризующим особенности закачиваемого рабочего агента можно отнести подвижность и соотношение подвижностей, а также фактор сопротивления ФС:

ФС =

λв , λп

(2.116)

где λп – подвижность раствора полимера. Фактор остаточного сопротивления ФОС: ФОС =

λ в0 , λ вк

(2.117)

λв0, λвк − подвижность воды до и после добавления полимера. Применение полимеров осложняется различными видами разрушения молекул: термическое (при T > 130 °С), химическое (при взаимодействии с кислородом) и механическое (деструкция) разрушение. Основные механизмы увеличения нефтеотдачи при полимерном заводнении: − повышение коэффициента охвата пласта по площади; − повышение коэффициента охвата пласта по толщине; − улучшение коэффициента вытеснения.

110

Контрольные вопросы 1. Механизмы увеличения нефтеотдачи при закачке ПАВ? 2. Какие методы относятся к химическим (ХМ)? 3. На какие группы можно разделить ХМ? 4. На изменение каких свойств направлено применение ХМ. 5. Что называется изотермой сорбции? 6. Какой метод называется щелочным заводнением? 7. Механизм увеличения нефтеотдачи при щелочном заводнении? 8. На что влияет количество кислотных компонентов нефти? 9. Механизм увеличения нефтеотдачи при полимерном заводнении? 10. Как определяется фактор остаточного сопротивления? 11. Виды разрушения молекул полимера? 2.10.3. Газовые методы воздействия Наиболее эффективными методами довытеснения остаточной нефти могут быть, использующие рабочие агенты, способные растворяться в нефти и не образующие границу раздела между агентом и нефтью. Таковыми являются газовые методы увеличения нефтеотдачи: − закачка углеводородных газов; − закачка неуглеводородных газов (диоксид углерода, азот); − водогазовое воздействие. Газовые методы используются в низкопроницаемых коллекторах (менее 0,05 мкм2), высокообводненных коллекторах, глубоко залегающих пластах. Закачка диоксида углерода. Диоксид углерода характеризуется следующими свойствами: 111

− растворяется в воде, что приводит к увеличению ее вязкости примерно на 30%. С увеличением минерализации воды растворимость в ней диоксида углерода снижается; − при взаимодействии СО2 с водой образуется угольная кислота Н2СО3, которая может растворять некоторые виды цемента и карбонатные породы, что приводит к увеличению проницаемости; − растворяется в нефти, что приводит к уменьшению ее вязкости, причем тем значительнее, чем больше первоначальная вязкость; − растворимость в нефти приводит к увеличению объемного коэффициента нефти до 1,5–1,7; − приводит к небольшому увеличению плотности нефти – на 2–3%. Одновременно с увеличением объема нефти суммарный объем нефти и газа уменьшается. При закачке газа реализуется технология либо смешивающегося, либо несмешивающегося вытеснения. Смешивающееся вытеснение происходит при полной взаимной растворимости нефти и газа, при котором отсутствует граница раздела двух фаз, а следовательно, и силы поверхностного натяжения на границе между флюидами. При давлении выше некоторой величины, называемой давлением смешиваемости, углекислый газ и нефть образуют однофазную смесь при любом содержании СО2. Степень растворимости углекислого газа в воде и нефти зависит от давления и температуры. При постоянной температуре Т = const существует такое давление (оптимальное), при котором СО2 неограниченно растворяется в нефти. Отношение пластового давления к оптимальному характеризует степень смешения агентов при вытеснении нефти СО2. Зависимость Рнас = f(Rн)т, для определенной системы «нефть − 112

СО2», указывает на то наименьшее давление, которое необходимо для полного смешивания агентов (Rн – объем растворенного газа при T = const). Если СО2 находится в газовой фазе, то не только он растворяется в нефти и воде, но и вода может растворяться в СО2, а легкие фракции нефти переходить в газовую фазу. Углекислый газ практически не сорбируется горной породой. Механизм увеличения нефтеотдачи при закачке в пласт диоксида углерода: − изменение вязкости нефти и воды (улучшение соотношения подвижностей); − увеличение объемного коэффициента нефти (объемное вытеснение); − снижение межфазного натяжения на границе нефть – вода (улучшение нефтеотмывающих свойств). Углеводородные газы применяются при вытеснении более легкой нефти в обводненных пластах. Эффективность вытеснения во многом определяется составом газа: чем больше этанпропан-бутановых компонентов, тем выше эффективность. При закачке газа высокого давления часть газа растворяется в нефти, а часть нефтяных компонентов испаряется в газовую фазу. Составы и свойства фаз меняются, в пласте образуется смесь углеводородов переменного состава. Закачка сухого газа – метана − применяется на месторождениях с маловязкой нефтью. Давление нагнетания изменяется в пределах 25–45 МПа. Закачка жирного газа, содержащего более 20% пропана. Давление закачки должно превышать 15 МПа. Отрицательными факторами, влияющими на эффективность газовых методов, являются низкая плотность и вязкость газа, приводящие к неустойчивости процесса вытеснения за счет про113

рывов газа по наиболее проницаемым слоям. Газовые методы приводят к высоким значениям коэффициента вытеснения и низким значениям коэффициента охвата. Помимо углекислого газа, для закачки в пласт применяют дымовые газы и азот (N2), а также углеводородные растворители. Растворителем может являться жидкий нефтяной газ (этан, пропан, бутан), керосин и газовый конденсат. Технология одновременной или последовательной закачки воды и газа получила название водогазового воздействия (ВГВ). Данная технология позволила изменить соотношение подвижностей растворителя и нефти, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта воздействием. Продолжительность эффекта от применения ВГВ связано с размерами и длительностью сохранения двухфазной области: воды и газа, которая обеспечивает проявление комбинированного эффекта. К основным недостаткам метода можно отнести: − существенное уменьшение приемистости нагнетательных скважин как по воде, так и по газу. Для газа приемистость скважины сокращается в 8–10 раз, по воде – в 4–5 раз; − гравитационная сегрегация; − высокая стоимость компрессорного оборудования; − трудности в регулировании и контроле скорости фильтрации газовой фазы. 2.10.4. Микробиологические методы Применение микробиологических методов увеличения нефтеотдачи предполагает использование двух технологий: − закачка в пласт специально подобранной микрофлоры и веществ, поддерживающих ее жизнедеятельность; − активизация микроорганизмов, существующих в пласте. 114

Обе технологии описаны на закачке пресной воды, так как численность бактерий и интенсивность процессов в пресной воде выше, чем в минерализованной. Применяются два вида микроорганизмов: аэробные – для жизнедеятельности которых необходим кислород; анаэробные – для которых кислород не обязателен. Микроорганизмы используют остаточную нефть в качестве субстрата и выделяют ряд веществ, способствующих увеличению нефтеотдачи: диоксид углерода, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители. Аэробные микроорганизмы способны окислять нефть и тем самым превращать сложные углеводороды в более простые. При этом возможно образование пен, снижающих межфазное натяжение на границе нефть − вода, снижение вязкости. Анаэробные или метанообразующие бактерии увеличивают количество свободного или растворенного газа, что снижает вязкость и плотность нефти, а следовательно, приводит к наиболее полному вытеснению.

115

3. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 3.1. Основные понятия и положения Под разработкой газовых и газоконденсатных месторождений понимают извлечение газа и газового конденсата из залежи на поверхность с помощью определенным образом размещаемых, эксплуатируемых и вводимых в действие скважин, а также сбор, учет и подготовку газа перед его транспортом потребителю. В разработке газовых и газоконденсатных месторождений различают 4 основных вида работ – проектирование, комплектация оборудования, монтажно-строительные работы и собственно разработку – управление процессами извлечения газа из недр на поверхность. Основная задача проектирования разработки состоит в обосновании оптимального варианта разработки. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется годовым отбором газа, количеством скважин, режимом их работы, давлением в различных точках системы, его динамикой и др. Необходимо связать аналитически эти величины и найти наиболее эффективное их сочетание. 3.2. Этапы и периоды разработки Получение исходной информации, необходимой для составления проекта разработки месторождения, связано с большими затратами средств и времени. В связи с этим, разработку залежи начинают до окончательной разведки объекта с расчётом на то, что недостающие сведения будут получены в ходе добычи газа. К тому же бурение эксплуатационных скважин и обустройство залежи требуют времени. Поэтому разработку ведут стадийно. 116

Первая стадия называется опытно-промышленной эксплуатацией (I) (ОПЭ) (рис. 3.1). В этот период, продолжающийся обычно 3– 5 лет, ведутся строительно-монтажные работы, бурятся скважины, наращивается добыча газа, развивается инфраструктура, параллельно в большом объеме ведутся опытные работы. В частности, уточняются запасы газа и конденсата, выясняется режим работы залежи, определяется продуктивность скважин т.д. На основе результатов ОПЭ составляется проект разработки залежи. Начинается период постоянной добычи (II). В это время отбираются основные запасы газа – около 60%, добуриваются скважины, ведется подготовка и строительство дожимных компрессорных станций (ДКС).

Qср

pпл

t

Qгод

I

II

III

t

Рис. 3.1. Динамика основных показателей разработки при различных периодах разработки месторождений природного газа: I – период опытно-промышленной эксплуатации; II – период постоянной добычи; III – период падающей добычи

Постоянная добыча продолжается в течение 1015 лет. Со временем давление в пласте падает, и поддерживать постоянную добычу газа вводом новых скважин становится невыгодным. С этого момента начинается период компрессорной эксплуатации (III). Мощность компрессорной станции для поддержания постоянной добычи приходится непрерывно увеличивать. Когда такая эксплуатация становится нерентабельной, начинается период па117

дающей добычи (III). Новые скважины не вводятся, и мощность КС остается на постоянном уровне. Темп падения пластового давления обусловливает: − падение дебитов скважин и, следовательно, число скважин, необходимое для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения; − продолжительность периодов безкомпрессорной и компрессорной эксплуатации; − постоянную и падающую добычи газа; − эффективную работу промысловых установок, изменение во времени их мощности; − изменение во времени потребной мощности дожимной компрессорной станции. При разработке газоконденсатных месторождений падение пластового давления приводит к выпадению в пласте конденсата. Чтобы этого избежать и увеличить конечный коэффициент конденсатоотдачи, поддерживает пластовое давление закачкой сухого газа или воды. Обоснование и поддержание оптимальных технологических режимов добывающих и нагнетательных скважин – важнейшая задача. Отбор газа из скважин продолжается до достижения порога рентабельности. 3.3.Определение продуктивности «средней» скважины Для расчета показателей разработки залежи необходимо знать продуктивность скважин. В связи с этим, вводится понятие «средняя скважина», то есть такая расчетная скважина, которая представляет среднюю характеристику будущих скважин по характеристикам уже существующих. Известен ряд способов решения этой задачи. Рассмотрим простейший, в котором учитывается 118

только продуктивность скважины, определяемая из уравнения притока. Уравнение продуктивности средней скважины: 2 aср qср + bср qср = Pk2 − Pс2ср .

(3.1)

При этом расход газа и перепад квадратов давления считаем как среднеарифметические значения от расходов газа и ∆Р2 реальных скважин, то есть n

∑ q qср = i =1 i ; n

Pср2

n

∆Pi2 ∑ = 1 i = . n

(3.2) (3.3)

Суммируя уравнения притока газа реальных скважин, в которых qi, аi, bi, ∆Pi известны, можно найти аср и bср в уравнениях продуктивности средней скважины n

∑ aq aср = i =n1 i i ; ∑i =1 qi n

bi qi2 ∑ 1 = i . bср = n (∑ i =1 qi ) 2

(3.4) (3.5)

3.4. Режимы разрабатываемой залежи Режим газового месторождения – проявление движущихся сил в пласте, обусловливающих приток газа к забоям скважин. Существует два режима: газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к забоям скважин достигается энергией сжатого газа. Газовый режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная и подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. При водонапорном режиме приток газа происходит за счет 119

упругой энергии сжатого газа и напора контурной и подошвенной воды, поступающей в процессе разработки в залежь. Продвижение воды приводит к замедлению темпа падения пластового давления. Если упругий запас пластовых вод велик, а области притока воды вблизи залежи отсутствуют, то режим называют упруговодонапорным. Если объем вод, окружающих залежь газа, относительно мал, но вблизи залежи имеется область питания пластовой водонапорной системы, то такой режим называют жестким водонапорным. Уравнения, по которым рассчитываются технологические показатели разработки залежи, в этих случаях будут различными. По-разному будет выглядеть и внедрение воды в залежь. При газовом режиме коэффициент конечной газоотдачи может достигать 80%−95%, при этом скважины не обводняются. При водонапорном режиме коэффициенты газоотдачи ниже и составляют от 60% до 80% за счет «защемления» газа в обводненных и изолированных водой зонах залежи. При водонапорном режиме часть скважин, иногда значительная, обводняется и выходит из эксплуатации. Появление в скважине воды приводит к разрушению слабоустойчивых коллекторов, образованием песчаных пробок, усиливает коррозию колонны и оборудования, усложняет сбор и подготовку газа. Все это необходимо учитывать при прогнозировании разработки. 3.5. Системы расстановки скважин Прогнозирование разработки газового месторождения, с точки зрения газодинамических расчетов, сводится к принятию той или иной схемы размещения скважин, установлению режима их 120

работы, выбору системы сбора и подготовки газа, а затем к совместному решению системы уравнений, описывающих движения газа по пласту, скважинам, шлейфам и далее в зависимости от поставленных задач. Размещение скважин. Размещение скважин на площади газоносности существенно влияет на все технико-экономические показатели разработки. Наиболее широкое распространение получили следующие системы расстановки скважин: равномерное – при газовом режиме залежи, однородности продуктивных пород и отсутствии существенных наземных осложнений в виде гор, болот или населенных пунктов, скважины располагаются равномерно по квадратной или треугольной сетке. Расстояние между скважинами определяется их числом и площадью размещения. Интерференцией скважин в этом случае пренебрегают, но предусматривают некоторый резерв скважин около 10%–15 % − на влияние интерференции и столько же на надежность поставок газа. Дебиты газовых скважин больше (при прочих равных условиях), чем при других системах расстановки. А значит и число скважин – минимальное. Месторождение может дольше разрабатываться без дожимных компрессорных станций, а их потребная мощность будет расти медленнее; неравномерное (цепочки, кольцевые батареи, в центральной зоне и т.д.) – пласт значительно неоднороден, скважины размещают со сгущением в зонах повышенной их продуктивности. Если на поверхности земли имеются труднодоступные участки, скважины приходится размещать группами в наиболее доступных местах. При этом достигается экономия на строительстве дорог и шлейфов, обслуживании скважин. Однако при этом истощение залежи будет проходить неравномерно, что потребует более раннего ввода в работу дожимных компрессорных станций. 121

Контрольные вопросы 1. Что называется разработкой газовых залежей? 2. Каковы задачи разработки и что включают в понятие «разработка»? 3. Какие этапы и периоды различают в разработке газовых залежей? 4. Роль науки в вопросах разработки газовых месторождений? 5. Значение технологического проекта в разработке газовых залежей? 6. Что такое «средняя скважина»? 7. Что такое «режим разработки газовых месторождений». Какие режимы различают?

122

4. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ. ОСНОВНЫЕ СХЕМЫ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Фонтанный

Газлифтный

УЭНЦ

УСШН

Установки винтовых струйных диафрагменных насосов

Рис. 4.1. Способы эксплуатации скважин

4.1. Фонтанный способ эксплуатации скважин Под фонтанным понимается способ подъема продукции скважин от забоя на дневную поверхность за счет собственной энергии залежи. К достоинствам фонтанного способа эксплуатации нефтяных скважин следует отнести: − надежность, высокий коэффициент эксплуатации скважин, большой межремонтный период работы за счет простоты скважинного оборудования, отсутствия движущихся механизмов в скважине; − эксплуатация скважин, не требующих силовой электроэнергии; − возможность измерения параметров работы скважины и пласта приборами, спущенными до забоя; − возможность регулирования работы скважины с помощью устьевого (или забойного) штуцера; − малочисленность обслуживающего персонала по сравнению с другими способами эксплуатации. 123

Строго говоря, недостатков у фонтанного способа нет. Единственный – он заканчивается, и скважину приходится переводить на механизированный способ эксплуатации. Область применения фонтанного способа ограничена тем, что дебит скважины должен быть не менее технологической нормы отбора жидкости из пласта. В противном случае способную фонтанировать скважину необходимо переводить на один из способов механизированной добычи, т.к. при этом может быть получен не только технологический, но и экономический эффект. 4.1.1. Виды фонтанирования. Расчет подъемника Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забое скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление сопротивлений. Таким образом, общим обязательным условием для работы любой фонтанной скважины будет (4.1) рз = рг + рс + ру , где рз – давление на забое скважины; рг – гидростатическое давление столба жидкости; рс – потери давления на преодоление сопротивлений в насосно-компрессорных трубах (НКТ); pу – противодавление на устье. Фонтанирование скважин осуществляется либо за счет гидростатического напора пласта (артезианское фонтанирование), либо за счет энергии газа, выделяющегося из нефти. Артезианское фонтанирование встречается крайне редко. При фонтанировании за счет энергии газа возможны два случая. 124

1) рз > рнас – давление на забое скважины больше давления насыщения. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается и на некоторой высоте становится равным рнас. В зоне, где р < рнас, из нефти выделяется газ; 2) рз < рнас – давление на забое скважины ниже давления насыщения. При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому по мере подъема по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющиеся из нефти при снижении давления. Фонтанные подъемники рассчитываются по максимальной подаче Qmax для начальных условий и по оптимальной Qопт для условий конца фонтанирования по формулам А.П. Крылова:  рб − р у 3 Qmax = 55d   ρgL   р − ру 3 = Qопт 55d  б  ρgL 

1,5

   

1,5

   

,

р −р  у 1 − б  ρgL 

(4.2)  ,  

(4.3)

где d – диаметр НКТ; рб – давление у башмака НКТ; pу – давление на устье; ρ – плотность жидкости; L – глубина скважины. Дебит фонтанной скважины определяется совместной работой пласта и подъемника. Установившаяся работа системы пласт – скважина наступит тогда, когда приток сравняется с отбором. Этому будет соответствовать некоторое давление на забое рз, которое может быть найдено из условия равенства притока и подачи подъемника. Приток жидкости в скважину определяется из уравнения:

= Q K ( pпл − pз )n , 125

(4.4)

здесь Q – приток жидкости в скважину; K – коэффициент пропорциональности; n – показатель степени, при n = 1 K – коэффициент продуктивности; pпл, рз – соответственно пластовое и забойное давление. На рисунке 4.2 показано графоаналитическое определение условий совместной работы пласта и газожидкостного подъемника.

Рис. 4.2. Графоаналитическое определение условий совместной работы пласта и газожидкостного подъемника: 1 – зависимость подачи подъемника от давления у башмака на режиме максимальной производительности (qmax); 2 – зависимость притока (qпл) от давления у башмака; 3 – зависимость подачи подъемника от давления у башмака на режиме оптимальной производительности (qопт); Рс – давление у башмака НКТ

4.1.2. Оборудование фонтанных скважин Основные элементы оборудования фонтанных скважин: насосно-компрессорные трубы (НКТ), фонтанная арматура, манифольды. Насосно-компрессорные трубы – стальные бесшовные трубы различных групп прочности с наружным диаметром (мм) 48 (1 1/2′′), 60 (2′′), 73 (2 1/2′′), 89 (3′′) 101 (З 1/2′′) и толщиной стенки 3,5−7 мм. 126

Длина одной трубы составляет 5–8,5 м, обычно – 8 м, на концах каждой трубы нарезана резьба. Трубы свинчиваются с помощью муфт в колонну НКТ Фонтанная арматура (рис. 4.3) предназначена для:

• герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;

• подвески одной или двух колонн НКТ; • проведения различных технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте;

• направления продукции скважины на замерную установку; • регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путем спуска приборов в подъемник;

• закрытия скважины (при необходимости).

Рис. 4.3. Фонтанная крестовая арматура высокого давления для однорядного подъемника: 1 – вентиль; 2 – задвижка; 3 – крестовина; 4 – катушка для подвески НКТ; 5 – штуцер; 6 – крестовина елки; 7 – буфер; 8 – патрубок для подвески НКТ; 9 – катушка 127

Манифольды предназначены для обвязки фонтанной арматуры со сборными коллекторами, транспортирующими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки. В зависимости от местных условий и технологии эксплуатации применяются различные схемы таких обвязок. Предусматривается установка на них штуцеров, вентилей для отбора проб продукции скважин, запорных устройств и предохранительных клапанов. 4.1.3. Регулирование работы фонтанных скважин Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины необходимо знать результаты ее работы на различных режимах. Изменение режима достигается сменой штуцера (изменением диаметра его проходного сечения). После выхода скважины на установившийся режим (постоянство дебита и показаний манометров) на забое скважины глубинным манометром измеряется давление, а на поверхности измеряется дебит, обводненность, газовый фактор, содержание песка. Процедура повторяется как минимум для четырех режимов. По полученным данным строятся так называемые регулировочные кривые, т.е. зависимости измеренных величин от диаметра штуцера. В результате анализа полученных зависимостей обосновывается режим эксплуатации фонтанной скважины, при котором необходимо: не допустить снижения давления на забое ниже давления насыщения, увеличения процентного содержания воды и песка в продукции скважины, возникновения пульсаций; обеспечить минимальный газовый фактор. 4.2. Газлифтный способ эксплуатации скважин Газлифтная скважина − это по существу фонтанная скважина, в которой недостающий для разгазирования жидкости газ подво128

дится с поверхности. В результате смешения газа с жидкостью образуется газожидкостная смесь (ГЖС) такой плотности, при которой имеющегося на забое скважины давления достаточно для подъема ее на поверхность. Основные преимущества газлифта перед другими механизированными способами эксплуатации: • работа при высоких давлениях, температурах, содержании песка, газа; • эксплуатация наклонных скважин; • большой межремонтный период; • простота оборудования, обслуживания, регулирования работы; • продолжительный межремонтный период; • широкий диапазон дебитов по жидкости. Однако при газлифтном способе эксплуатации требуются крупные начальные капитальные вложения на строительство компрессорных станций и системы газораспределения, большие удельные расходы энергии, низкие КПД при низких забойных давлениях. Поэтому, как правило, газлифтный способ чаще всего применяют на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями и коэффициентами продуктивности. 4.2.1. Основные виды газлифта Скважину, в которую в качестве рабочего агента закачивают углеводородный газ, называют газлифтной, при закачке воздуха – эрлифтной. Применение воздуха способствует образованию в НКТ стойкой воздухонефтяной эмульсии, разложение которой требует специальной обработки. Выделяющаяся газовоздушная смесь взрывоопасна. Поэтому единственным достоинством эр129

лифта является неограниченные объемы рабочего агента, но в настоящее время воздух в качестве рабочего агента не применяется. Различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт. В первом случае углеводородный газ сжимается на компрессорных станциях, обеспечивающих необходимое давление (4− 10 МПа) и нужную подачу, во втором − используют природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений. При этом природный газ проходит предварительную подготовку на специальных установках: отделяется конденсат и влага, иногда газ подогревается. Избыточное давление понижается через одну или несколько ступеней дросселей. Разновидность бескомпрессорного – внутрискважинный газлифт, когда для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскрытого этой же скважиной. Газовый пласт может находиться выше или ниже нефтенасыщенного, при этом он изолируется одним или двумя пакерами. Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы. Разработка и эксплуатация нефтяного месторождения обычно сопровождается снижением пластового давления. Перевод на насосную эксплуатацию не всегда возможен из-за большого газового фактора. Такие скважины целесообразно переводить на периодический газлифт. Цикл работы такой скважины состоит из нескольких периодов: − накопление жидкости в скважине без закачки газа; − закачка сжатого газа в скважину; − расширение закачанного газа; − отбор накопившейся в скважине жидкости. 130

4.2.2. Конструкции газлифтных подъемников На рисунке 4.4 представлены основные схемы газлифтных подъемников.

Рис. 4.4. Схема конструкций газлифтных подъемников: а − однорядный подъемник; б − двухрядный подъемник; в – полуторорядный; 1 − обсадная колонна; 2 − подъемник; 3 − воздушные трубы; 4 – хвостовик

Однорядный подъемник (рис. 4.4а) Газ подается в пространство между обсадной колонной и НКТ. Газоконденсатная смесь (ГЖС) поднимается по одному ряду труб. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, т.к. в этом случае газ не будет поступать в НТК. Достоинства: • это наименее металлоемкий подъемник; • простота и невысокая стоимостью подземного ремонта; • может применяться для эксплуатации скважин с широким диапазоном дебитов. Недостатки: • возможность образования песчаной пробки на забое вслед131

ствие недостаточной для выноса песка скорости восходящего потока в интервале забой-башмак; • при нарушении целостности обсадной колонны – невозможность подачи газа с заданным давлением и расходом к месту ввода; • достаточно высокое пусковое давление, возможность работы подъемника с пульсациями. Двухрядный подъемник (рисунок 4.4б) В скважину спускают два ряда концентрично расположенных труб. Внешний ряд труб большего диаметра (72−102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (48, 60, 73 мм), спускается вторым внутрь первого ряда. Как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб. Такая схема называется кольцевой. В том случае, если газ подается во внутренний ряд труб, а ГЖС поднимается по кольцевому пространству, схема называется центральной. Первый ряд спускается до интервалов перфорации, а второй − под динамический уровень. Достоинства: • применяются в скважинах с высоким содержанием песка и негерметичными обсадными колоннами; • легко изменять погружение под динамический уровень; • меньшее пусковое давление. Недостатки: • высокая металлоемкость; • больше время подземного ремонта; • ограничены возможности регулирования работы скважины.

132

Полуторорядный подъемник (рис. 4.4в) Эта конструкция позволяет эффективно эксплуатировать скважины с нарушением герметичности обсадной колонны, а для снижения металлоемкости двухрядной конструкции используют хвостовую часть меньшего диаметра для выноса песка, что, однако, осложняет операцию по увеличению погружения. Необходимо отметить, что любой газлифтный подъемник может работать по двум схемам − кольцевой и центральной. 4.2.3. Пуск газлифтных скважин Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Рабочее давление Рраб – среднее по величине давление, устанавливающееся при нормальной работе газлифтной скважины. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, обусловленные принципом их работы. Рассмотрим однорядный подъемник, работающий по кольцевой схеме (рис. 4.5). Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до башмака подъемных труб, т.е. в отжатии газом уровня жидкости до башмака. Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Часть жидкости может поглотиться пластом. Пусковое давление Рпуск – максимальное давление закачиваемого газа, соответствующее оттеснению уровня жидкости до башмака подъемника:

 pпуск = ρgh 1 + α cos β  133

fг fж

 , 

(4.5)

где fг – сечение трубы, куда закачивается газ; fж – сечение трубы, куда вытесняется жидкость; h – погружение башмака труб под статический уровень; β – средний зенитный угол кривизны скважины; α < 1 – при поглощении; α = 1 – без поглощения.

Рис. 4.5. Схема пуска газлифтной скважины

Эта формула является наиболее общей для однорядных и двухрядных подъемников, работающих по кольцевой и центральной схемах. После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим с рабочим давлением рpаб.

Рис. 4.6. Изменение давления газа на устье при пуске газлифтной скважины 134

Все полученные для пускового давления формулы дают его величину, приведенную к башмаку подъемных труб. Действительное пусковое давление на устье скважины будет меньше вычисленного на величину гидростатического давления газового столба в колонне НКТ (пренебрегая силами трения газа) (рис. 4.6). Неучет толщины стенок трубы вносит погрешность в определение рпуск, непревышающее 5%. 4.2.4. Исследование газлифтных скважин Исследование газлифтных скважин необходимо для: − установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа; − снятия индикаторной линии или определения уравнения притока; − определения глубины ввода газа в лифт; − снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров. Для установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение дебитов достигается изменением количества подаваемого газа. После наступления установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством расхода газа (Vг), его давления и дебита скважины, производится замер рабочего давления (рр)i, удельного расхода нагнетаемого газа (Rн )i, дебита скважины (Q)i, забойного давления (рзаб)i. Изменяя таким образом несколько раз режим работы скважины, по полученным результатам замеров строятся графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы и, в частности, оптимальный режим (рис. 4.7). 135

Рис. 4.7. График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода нагнетаемого газа

Касательная, проведенная из начала координат к кривой Q(Vг), определяет точку касания 1, соответствующую такому дебиту скважины, при котором удельный расход нагнетаемого газа Rн =Vг/Q – минимальный (точка 2). Точка 3 на кривой Q характеризует максимальный дебит по жидкости, который может быть получен, если не накладывать ограничений на количество нагнетаемого газа. 4.З. Эксплуатация скважин установками скважинных штанговых насосов УСШН К основным достоинствам УСШН относятся: • достаточно высокий общий коэффициент полезного действия установки (при правильно подобранном оборудовании); • небольшая стоимость низкопроизводительных (менее 50 м3/сут) установок; • большой межремонтный период при добыче жидкости маловязкой жидкости, с низким газовым фактором, небольшим содержанием механических примесей. Улучшение качества применяемых материалов и совершенствование конструкции установок СШН расширяет область их применения, и в ряде случаев они могут быть конкурентноспособными с другими способами эксплуатации при средних и даже высоких дебитах. 136

Основные недостатки: • ограниченная мощность станка-качалки; • высокая стоимость и большая масса высокопроизводительных (более 50 м3 /сут) установок; • высокая аварийность в невертикальных скважинах (угол отклонения оси которых от вертикали более 10−15 °); • ограничения по вязкости, содержанию мех.примесей в продукции скважин; • необходимость сооружения мощного фундамента. УСШН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости с − обводненностью до 99%, − температурой не более 130 °С, − содержанием сероводорода не более 50 г/л, − минерализацией воды не более 10 г/л. 4.3.1. Схема и принцип действия УСШН УСШН состоит из наземного и подземного оборудования (рис. 4.8). Наземное оборудование: станок-качалка, состоящий из электродвигателя 8, кривошипа 6, шатуна 5, балансира 2, устьевого сальника и устьевой обвязки 16, полированного штока 15, канатной подвески 13. Выпускается большое число типоразмеров станков-качалок в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин. Типоразмеры станков-качалок (СК) отличаются: − грузоподъемностью, − длиной хода полированного штока, − числом качаний, − предназначены для эксплуатации различных категорий скважин. 137

Рис.4.8. Схема УСШН: 1 – станция управления; 2 – балансир; 3 – головка балансира; 4 – стойка балансира; 5 – шатун; 6 – кривошип; 7 – редуктор; 8 – приводной двигатель; 9 – тормоз; 10 – противовесы; 11 – металлическая рама; 12 – бетонный фундамент; 13 – канатная подвеска; 14 – траверсы; 15 – полированный шток; 16 – устьевая арматура; 17 – колонна штанг; 18 – колонна НКТ; 19 – плунжер насоса; 20 – нагнетательный клапан; 21 – всасывающий клапан; 22 – цилиндр насоса; 23 – хвостовик

Электродвигатель приводит во вращение первичный вал редуктора и далее с помощью шатуна балансира сообщает штангам, подвешенным на головке балансира посредством канатной подвески, возвратно-поступательное движение. Подземное оборудование состоит из скважинного штангового насоса (СШН), спускаемого в скважину на колонне насоснокомпрессорных труб 18, и колонны штанг 17. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якоря, хвостовики), улучшающие его работу в осложненных условиях. Колонна штанг предназначена для передачи возвратнопоступательного движения головки балансира плунжеру глубинного насоса, 138

восприятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Штанги – стальные стержни круглого сечения длиной 6−9 м, диаметром 16, 19 и 22 мм. На концах имеются утолщения, участок квадратного сечения и резьба. Соединяются между собой муфтами. В зависимости от конкретных условий эксплуатации используются: одноступенчатые колонны – диаметр штанг 16 мм, 19 мм, 22 мм, 25 мм; двухступенчатые колонны – диаметр штанг (19, 16); (2, 19); (25, 22) мм; трехступенчатые колонны – диаметр штанг: (22, 19), (16; 25), (22, 19) мм. Выбранная конструкция колонны штанг должна обеспечить безаварийную работу УСШН с запланированной подачей и при минимальных затратах. СШН представляет собой вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром 22 и всасывающим клапаном 21, подвижным плунжером 19 и нагнетательным клапаном 20. Уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности изготовления их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. В зависимости от области применения и назначения СШН плунжеры и клапанные узлы (рис. 4.9) выпускаются различных конструкций и с различными видами упрочения их рабочих поверхностей. По конструктивному исполнению насосы делятся на: • невставные (трубные): цилиндр спускается в скважину на НКТ, а плунжер спускается на штангах; • вставные: насос в сборе спускается на штангах внутрь колонны НКТ. 139

Рис. 4.9. Клапанные узлы СШН

При одинаковом диаметре эксплуатационной колонны невставные насосы обеспечивают большую подачу, при этом время, затрачиваемое на спускоподъемные операции, увеличивается. Принцип работы СШН состоит в следующем (рис. 4.10).

1 2 3

ДВИЖЕНИЕ ВНИЗ

ВЕРХНЯЯ ТОЧКА РАБОЧЕГО ХОДА

ДВИЖЕНИЕ ВВЕРХ

НИЖНЯЯ ТОЧКА РАБОЧЕГО ХОДА

4

1 – насос, 2 – плунжер, 3 – нагнетательный клапан, 4 – всасывающий клапан

Рис. 4.10. Принцип действия УСШН 140

При ходе плунжера 2 вверх жидкость через всасывающий клапан 4 под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра 1. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, нагнетательный клапан 3 открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство. И так такт за тактом «ход вверх» – «ход вниз». При очередном ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрывается. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть. 4.3.2.Подача СШН За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх q1 и ход вниз q2

q = q1 + q2 = Sпл ( F − f ) + Sпл f = FSпл ,

(4.6)

где F и f – площади сечения плунжера и площадь сечения штанг; Sпл – длина хода плунжера. Если плунжер делает n ходов в минуту, то суточная подача СШН Q = 1440 FSпл n . (4.7) Между плунжером и точкой подвеса штанг находится длинная колонна штанг, которая рассматривается как упругий стержень. Поэтому ход плунжера Sпл не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера Sпл не поддается прямому измерению, а ход точки подвеса S известен из паспортной характеристики и определяет условно-теоретическую подачу

Qу.т = 1440 FSn .

(4.8)

Отношение действительной подачи к условно-теоретической 141

называется коэффициентом подачи насоса и учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу СШН:

η=

Q Qу.т

.

(4.9)

Основные факторы, влияющие на коэффициент подачи СШН: − присутствие свободного газа в откачиваемой смеси; − уменьшение Sпл, по сравнению с S, за счет упругих деформаций штанг и труб; − утечки между цилиндром и плунжером, в клапанных узлах СШН, в муфтовых соединениях НКТ; − уменьшение объема смеси в результате охлаждения на поверхности и дегазации. Для каждой конкретной скважины величина коэффициента подачи служит, в известной мере, показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. 4.3.3. Нагрузки, действующие на штанги и НКТ Динамика работы УСШН очень сложна. Однако в большинстве случаев упрощенная теория ее работы дает приемлемые результаты. Максимальная нагрузка, возникающая в точке подвеса штанг при начале хода вверх:

рmax =↓ ршт + ↓ рж + ↓ рi + ↓ ртр ,

(4.10)

где ршт – вес штанг; рж – вес столба жидкости; pi – инерционные силы; ртр – силы трения; ↓ − направление действия сил. Минимальная нагрузка, возникающая в точке подвеса штанг в начале хода вниз:

p min =↓ pшт − ↑ pi − ↑ p тр 142

(4.11)

В результате действия статических и динамических нагрузок длина хода плунжера Sпл

Sпл = S − λ шт − λ тр + λi ,

(4.12)

где S – длина хода точки подвеса; λ шт , λ тр – деформация соответственно штанг и труб; λi – увеличение длины хода плунжера за счет инерционных нагрузок. Для контроля работы УСШН используют динамографы различных конструкций. С их помощью измеряют изменение нагрузки на головку балансира, в зависимости от длины хода плунжера в течение одного цикла (ход вниз и вверх); замкнутая фигура, размеры которой зависят от действующих нагрузок и длины хода полированного штока (при выбранных масштабах измерения) (рис. 4.11). По виду динамограммы можно оперативно устанавливать нарушения в работе установки и принимать соответствующие меры.

Рис. 4.11. Теоретическая динамограмма (сплошная линия), совмещенная с фактической (пунктирная линия), нормально работающей УСШН при малых глубинах 143

4.4. Эксплуатация скважин установками погружных электроцентробежных насосов (УПЭЦН) Установки погружных электроцентробежных насосов обладают рядом достоинств, которые позволили им занять ведущее место в механизированной добыче нефти: − возможность отборов из скважин больших объемов жидкости (1000−1500 м3/сут); по добывным возможностям установки электронасосов уступают только газлифтному способу эксплуатации, превосходя его в экономичности; − оборудование УПЭЦН, особенно наземное, имеет сравнительно небольшую массу и габариты, что позволяет успешно использовать его при эксплуатации морских и затапливаемых месторождений; − широкий диапазон рабочих характеристик; − простота монтажа, высокая надежность, достаточно высокий КПД, большой межремонтный период. Однако этот способ эксплуатации имеет и ограничения по: − вязкости откачиваемой жидкости; − содержанию свободного газа; − температуре; − содержанию механических примесей. Средняя подача одной УПЭЦН в России составляет 114,7 т/сут, а УСШН −14,1 т/сут. 4.4.1. Схема и принцип действия УПЭЦН Установка ПЭЦН состоит из (рис. 4.12) маслозаполненного погружного электродвигателя (ПЭД) 1; протектора 2; приемной сетки насоса для забора жидкости 3; многоступенчатого погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) 4; насоснокомпрессорных труб (НКТ) 5; бронированного трехжильного кабеля 6; 144

Рис.

4.12.

Принципиальная УПЭЦН

схема

поясков 7 для крепления кабеля к НКТ; устьевой арматуры 8; барабана для намотки кабеля при спускоподъемных операциях и хранения некоторого запаса кабеля 9; автотрансформатора 10; станции управления 11; компенсатора 12. ПЭЦН – погружной электрический многоступенчатый насос с числом ступеней в одном блоке до 120. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата (1) и рабочего колеса (2), насаженного на общий вал (рис. 4.13). При необходимости поднятия жидкости с больших глубин секции соединяются друг с другом последовательно, так что число ступеней доходит до 600. При этом каждая из ступеней развивает напор от 3,8 до 6,8 м (при работе на воде и в зависимости от диаметра корпуса насоса). Во время вращения колес напор преобразуется в давление, развиваемое насосом. Величина давления, развиваемого насосом, зависит от числа ступеней, частоты вращения рабочих колес, диаметра насоса и ряда других факторов. ПЭЦН приводится во вращение погружным электродвигателем. ПЭД – асинхронный электродвигатель трехфазного тока с короткозамкнутым ротором, имеет специальную конструкцию 145

Рис. 4.13. Погружной электроцентробежный насос (ПЭЦН)

2 1

вертикального исполнения, позволяющую спускать его в скважины. При диаметре корпуса 103−130 мм длина ПЭД достигает 8 метров и более. ПЭД питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора через станцию управления. ПЭЦН спускается под динамиче-

ский уровень на 150−300 м. Жидкость с забоя подается по НКТ, к внешней стороне которой прикреплен специальными поясками кабель. Кабель – бронированный, трехжильный, с резиновой или полиэтиленовой изоляцией, покрыт оцинкованной профилированной лентой (рис. 4.14). Протектор – расположен между ПЭД и ЭЦН, предохраняет электродвигатель от проникновения пластовой жидкости.

Рис. 4.14. Кабель 146

Компенсатор – устройство для регулирования объема масла в ПЭД. Наземное оборудование: повышающий автотрансформатор, станция управления, барабан с кабелем, устьевая арматура (фонтанная), манифольды. Повышающий автотрансформатор – для повышения сетевого напряжения, подаваемого на клеммы ПЭД. Напряжение промысловой сети – 380 В, рабочее напряжение ПЭД – 400– 2000 В. Станция управления − обеспечивает защиту, контроль и регулирование работы установки. Может работать в ручном и автоматическом режиме. Оснащена контрольно-измерительными приборами, автоматами, преобразователем частоты тока, реле (максимальные, минимальные, промежуточные, времени и т.п.). 4.4.2. Рабочая характеристика ПЭЦН Насосы всех типов имеют паспортную рабочую характеристику в виде зависимостей: Н(Q) (напор − подача), η |(Q) (КПД − подача), N(Q) (потребляемая мощность – подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале. При определенном соотношении Q и Н, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, КПД достигает максимального значения 0,5−0,6. Подача и напор, соответствующие максимальному КПД, называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость η (Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому допустима работа ПЭЦН при режимах, отличающихся от оптимального, в ту или иную сторону, на некоторую величину (снижение КПД на 3−5 %). 147

Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЭЦН, которая называется рекомендованной областью (штриховка на рис. 4.15).

Рис. 4.15. Типичная характеристика ПЭЦН

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЭЦН, чтобы он работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины. 4.4.3. Определение глубины подвески ПЭЦН Глубина подвески ЭЦН определяется: − глубиной динамического уровня жидкости в скважине Ндин при отборе заданного количества жидкости; − глубиной погружения ПЭЦН под динамический уровень Нп ,минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса; − противодавлением на устье скважины ру, которое необходимо преодолеть; − потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр; − работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего суммарный необходимый напор. 148

Таким образом можно записать:

L= H дин + H п +

pу ρg

+ hтр − H г .

(4.13)

Все слагаемые в этой формуле зависят от отбора жидкости из скважины. 4.5. Задачи 4.5.1. Расчет минимального давления на забое, обеспечивающего процесс фонтанирования Исходные данные: − глубина скважины Lc = 1800 м, − внутренний диаметр НКТ d = 0,0503 м, − давление насыщения рнас= 7,6 МПа, − давление на устье ру = 0,5 МПа, − газовый фактор Go = 80,7 м3/т, − плотность пластовой нефти ρпл 780 кг/м3, н = − плотность дегазированной нефти ρндег = 829 кг/м3, − обводненность В = 0. Решение 1) Средний коэффициент растворимости дег

G0ρн

α= 3 ; 10 ( рнас − 0.1) = α

80.7 ⋅ 829

= 8.92 1/МПа. 3

10 (7.6 − 0.1)

2) Эффективно действующий газовый фактор

149

Gэф=

pу 1 3 G 10 − α  0 дег 2 ρн

  (1 − В ) ; 

0.5  3 0) 37.66 м3/ сут.  80.7 − 10 ⋅ 8.92 ⋅  (1 −= 2 829  3) Средняя плотность нефти в НКТ

G= эф

1

пл

дег

ρн + ρн

ρн = = ρн

2

;

780 + 829

= 804.5 кг/м3. 2

4) Максимальная глубина спуска башмака колонны НКТ, где давление равно давлению насыщения H бmax h=

1

2

=  h + h + 326.03hGэф d 2 

pнас − pу ρж g

= h

0,5

lg

pнас 

; 

pу 

, так как В = 0, принимаем ρж =ρн ; (7.6 − 0.5) ⋅ 10

6

= 899.63 м; 804.5 ⋅ 9.81





2

0.5 

H бmax = 1  899.63 + (899.63)2 + 326.03 ⋅ 37.66 ⋅ (0.0503)0.5 ⋅ lg 7.6  ≅ 1416 м. 5) Минимальное забойное давление фонтанирования min pзаб = pнас + ( Lc − H бmax )ρж g ;

Принимаем ρж =ρпл , тогда max рзаб = 7.6 ⋅ 106 + (1800 − 1416) ⋅ 780 ⋅ 9.81 = 10.54 МПа.

150

4.5.2. Расчет оптимального и максимального дебита газлифтной скважины Исходные данные: − глубина спуска НКТ L = 1900 м, − давление у башмака рб = 9,2 МПа, − давление на устье скважины ру = 0,6 МПа, − плотность жидкости ρж = 895 кг/м3, − диаметр подъемника d = 60 мм ( внутренний диаметр НКТ d = 53 мм). Решение Оптимальный дебит Qопт 15.625 ⋅10 =

−9

d 3 (ρж gl − pб + pу )( pб − pу )1.5 2.5 ρ1.5 ж L

;

Qопт 15.625 ⋅10−9 × = ×

(50.3)3 (895 ⋅ 9.81 ⋅ 1900 − 9.2 ⋅ 106 + 0.6 ⋅ 106 )(9.2 ⋅ 106 − 0.6 ⋅ 106⋅ )1..5 8951..5 ⋅ 19002.5

=

= 96.2 м3 ∕ сут. Максимальный дебит: Q= max 155.4 ⋅10 −9

−9

d 3 ( pб − pу )1.5 1.5 ρ0.5 ж L

(50.3)3 (9.2 ⋅ 106 − 0.6 ⋅ 106 )1.5

Qmax = 155.4 ⋅10 0.5 895

⋅ 19001.5

151

;

= 201.3 м3 / сут .

4.5.3. Расчет оптимального давления на приеме и глубины спуска СШН Исходные данные  содержание азота в газе уа = 8,4 %,  потери давления на гидравлические сопротивления рпот = = 0,1 МПа,  давление на устье скважины ру = 1,4 МПа,  давление насыщения рнас = 9,3 МПа,  плотность жидкости в лифте ж = 1110 кг/м3 ,  среднее значение коэффициента наполнения насоса В = 0,75,  высота подъема продукции скважины L = 1700 м. Решение 1. Оптимальное давление на приеме насоса  при котором обеспечивается заданный дебит скважины при минимальных приведенных затратах. При содержании азота меньше 30 % ропт рассчитываем по формуле: ропт  1  

ропт  1  

1.567  уа2

уа 1.5 0.32 уа2  рнас (1  В) ;  1000 

1.567 8.42

8.4 1.5 0.328.42  9.3  (1  0.75)  1.8 МПа .  1000 

2. Глубина спуска СШН H сп  L  106 

H сп  1700  106 

pi  p у  pпот ж g

;

1.8  1.4  0.1  1728 м . 1110  9.8

152

Контрольные вопросы 1. Какие из способов добычи нефти относятся к механизированным? 2. Написать условие фонтанирования. 3. Какие факторы сокращают период фонтанирования? 4. Перечислить преимущества и недостатки основных конструкций газлифтного подъемника. 5. Область эффективного применения УСШН. 6. Что такое коэффициент наполнения СШН? 7. Может ли коэффициент подачи быть равен единице; почему? 8. Принцип действия УЭЦН. 9. Как определяется рекомендованная область работы ЭЦН?

153

5. УПРАВЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ СКВАЖИН В процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова притока, освоения и эксплуатации в призабойной зоне скважины (ПЗС) происходят существенные изменения, влияющие на продуктивность скважины. Основные принципы системного подхода (РД-39-0147035): • массовость обработок ПЗС участка; • периодичность обработок ПЗС; • поэтапная обработка призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы; • получение максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин; • одновременность обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка; • адекватность обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку; • программируемость изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе. Методы воздействия на ПЗС, способствующие увеличению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин имеют свою классификацию (рис. 5.1).

Рис. 5.1. Классификация методов воздействия на ПЗС 154

Рассмотрим самые распространенные: гидравлический разрыв пласта (гидромеханиеческий метод) и кислотные обработки (физико-химический метод). 5.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначен для: повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС, соединения продуктивной части пласта со скважиной за счет создания искусственных и расширения естественных трещин. Проведение ГРП позволяет увеличивать дебиты скважин, темп отбора извлекаемых запасов, конечный КИН при вовлечении в разработку слабодренируемых зон, переводить забалансовые запасы в промышленные (скважины с нерентабельной добычей). Сущность ГРП: при нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины, расклинивает их, формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал, то после снятия давления трещины не смыкаются (рис. 5.2).

а

б

в

г

Рис. 5.2 Стадии проведения ГРП: а − создание трещины жидкостью разрыва; б − введение в трещину проппанта; в − промывка трещины с проппантом; г − добыча нефти 155

Используемые жидкости разрыва: в добывающих скважинах: • дегазированная нефть; • загущенная нефть, • нефтемазутная смесь; • гидрофобная нефтекислотная эмульсия; • гидрофобная водонефтяная эмульсия; • кислотно-керосиновая эмульсия и др.; в нагнетательных скважинах: • пресная вода; • водные растворы соляной кислоты; • загущенная вода (крахмалом, ПАА, ССБ, КМЦ); • загущенная соляная кислота (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) и др. Материал, который удерживает трещину в раскрытом состоянии и обеспечивает заданную проницаемость называется проппантом. Проппанты это кварцевый песок и исскуственные керамики различной прочности и размеров, обеспечивающие заданную проницаемость. После проведения ГРП в процессе эксплуатации скважины дебиты ее снижаются. Причины этого: • высокое горное давление разрушает проппант, уменьшая средний размер зерна, однородность зерен, пористость; • остатки жидкости разрыва уменьшают фазовую проницаемость для нефти; • высокая скорость притока пластовых флюидов приводит к нарушению закона Дарси, снижению фазовой проницаемости для нефти. Технологический эффект – время, в течении которого дебиты скважины превышают дебит до геолого-технического мероприятия (ГТМ). 156

Оборудование: • бункеры для проппанта; • смеситель; • насосное оборудование; • полный компьютерный контроль и мониторинг (более 1000 независимых параметров) на всех этапах. Преимущества и недостатки: при грамотном, обоснованном проведении ГРП кратное увеличение дебитов (приемистости) скважин делает этот вид ГТМ самым эффективным. 5.2. Кислотные обработки Методы кислотного воздействия основаны на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Основное назначение обычной солянокислотной обработки ПЗС: − расширение размеров микротрещин и каналов, − улучшение их сообщаемости, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Соляная кислота растворяет карбонатные породы по следующим реакциям: известняк СаСО3 СаСО3 + 2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2 ↑ . доломит СаМg(СО3)2 СаМg(СО3)2 + 4НСl = СаСl2 + МgСl2 + 2Н2О + 2СО2 ↑. Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении. Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эф157

фективна в поровых каналах. При этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн. В скважинах, имеющих открытый забой, проводят кислотные ванны. Проектирование СКО: • обосновать выбор скважины; • избрать рецептуру и объем кислотных растворов; • определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт; • избрать рецептуру и рассчитать объем продавливающей жидкости; • определить время пребывания кислоты в пласте; • определить способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции. Состав кислотного раствора: − стабилизаторы – водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора; − ингибиторы – понижают коррозионную активность HCl; − интенсификаторы – обеспечивают удаление продуктов реакции из ПЗС (за счет снижения межфазного натяжения). Порядок приготовления кислотного раствора Вода + ингибиторы + стабилизаторы + концентрированная соляная кислота + хлористый барий + интенсификаторы. Раствор перемешивается, отстаивается в течение 2−3 часов, фильтруется. Приготовление кислотного раствора производится на специальной кислотной базе. Технология проведения 1) Промывка скважины (скважина очищается от отложений смол, парафинов и асфальтенов). 158

2) Закачка кислотного раствора. 3) Продавливание кислотного раствора в ПЗС. 4) Нейтрализация кислотного раствора (за счет реагирования с породой: время нейтрализации от 1 до 24 часов в зависимости от давления и температуры). 5) Вызов притока и освоение. 6) Исследование скважины. Оборудование: • нагреватели (при низких температурах воздуха); • центробежные насосы кислотоупорного исполнения для перекачки кислотных растворов; • насосные агрегаты на автомобильном шасси для закачки; • агрегат для перемешивания кислотного раствора; • специальная устьевая головка высокого давления на быстросъемных соединениях. 5.3. Задачи 5.3.1. Рассчитать параметры СКО для скважины с открытым забоем (кислотной ванны) Исходные данные: − диаметр скважины Dc = 0,36 м; − нефтенасыщенная толщина пласта h = 28,3 м; − концентрация товарной кислоты Xк = 27,5%; − принятая для обработки концентрация раствора Xр = 20%. Решение 1) Объем кислотного раствора, м3 πDc2 × h; Vр-ра = 4

Vр-ра =

3,14 ⋅ 0,362 ⋅ 28,3 = 2,88 м3. 4

2) Объем кислоты, м3

159

Vк-ты = Vк-ты =

Vр-ра ⋅ X р ⋅ (5,09 ⋅ X р + 999) X к (5,09 ⋅ X к + 999)

;

2,88 ⋅ 20 ⋅ (5,09 ⋅ 20 ⋅ 999) = 2,03 м3. 27,5 ⋅ (5,09 ⋅ 27,5 ⋅ 999)

3) Объем хлористого бария (для нейтрализации серной кислоты, находящейся в составе товарной соляной кислоты): а) масса хлористого бария Gх.б. = 21,3⋅Vр-ра (

a ⋅ Xр Xк

− 0,02), кг;

где а = 0,4% − объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте. Gх.б. = 21,3×2,88×( б) Vх.б. =

0,4 ⋅ 20 − 0,02) = 16,62 кг 27,5

Gх.б 16,62 = = 0,00415 м3. ρx.б 4000

4) Объем стабилизатора (уксусная кислота) Vу.к. =

bу.кVр-ра Cу.к

, м3.

Здесь bу.к. = 3% – норма добавки 100% – ной уксусной кислоты; Cу.к. – концентрация уксусной кислоты; Vу.к. =

3 ⋅ 2,88 = 0,108 м3. 80

5) Объем ингибитора коррозии Vин =

bинVр-ра Cин

,

где bин – норма добавки ингибитора, %, Син – концентрация товарного ингибитора Vин =

0,2 ⋅ 2,88 = 0,00576 м3. 100

160

6) Объем интенсификатора Vи =

bиVр-ра Cи

=

0,3 ⋅ 2,88 = 0,00864 , м3. 100

7) Объем воды

VH 2O = Vр-р -Vк ∑Vдоб , где ∑Vдоб – суммарный объем добавок.

VH 2O = 2,88–2,03–(0,00415 + 0,108 + + 0,00576 + 0,00864) = 0,723 м3. 5.3.2. Определение технологической эффективности кислотной ванны Исходные данные (рис. 5.3) Скважина до обработки была исследована методом установившихся отборов:

Рис. 5.3. Схема скважины 161

Решение 1) Коэффициент продуктивности до обработки рассчитаем как средний по результатам исследования скважины   Q до1   Q до2   Q до3   + +   :3.  ∆p   ∆p   ∆p        

Q до ∆p

до Kпрод = =  

 11

18

т

28 

до = Kпрод + + . =  :3 1,51 сут⋅МПа  7,3 12 18,6 

2) Расчет давления на забое скважины Pзаб Pзаб = ρср н ⋅ g ( H сп − H дин ) + ρж g ( H скв − H сп ) + Pзатр , а) плотность пластовой нефти:

ρпл н=

1 дег (ρг + ρг ⋅ Г); bн

1 (820 + 1,316 × 74) = 745,8 кг/м3; 1,23

ρпл н =

б) средняя плотность нефти ρср + ρпл н , 2

н ρср н =

802 + 745,8 = 783 кг/м3. 2

ρср н =

3) Коэффициент продуктивности после обработки: после Kпрод после = Kпрод

Q после = , Pпл − Pзаб

31 24,52 − 11,94

= 2,45

т . сут ⋅ МПа

4) Определим технологический эффект как разницу коэффициентов продуктивности скважины до и после обработки: после до ∆Kпрод = Kпрод − K прод ,

∆Kпрод = 2,45 − 1,5 = 0,95 162

т . сут ⋅ МПа

Контрольные вопросы 1. На какие параметры влияют обработки ПЗС? 2. Напишите уравнение Дюпюи. 3. Перечислите основные методы управления продуктивностью добывающих скважин. 4. Перечислите основные методы управления приемистостью нагентательных скважин. 5. Что такое коэффициент продуктивности (приемистости)? 6. Какие факторы влияют на их уменьшение? 7. В чем смысл ГРП? 8. По какой реакции происходит взаимодействие кислот и карбонатов?

163

6. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА 6.1. Требования, предъявляемые к системам сбора и подготовки продукции добывающих скважин В течение всего времени разработки залежей углеводородов система сбора и подготовки продукции должна обеспечивать: − герметизированный сбор; − измерение дебитов отдельных скважин; − подготовку суточной продукции; − требуемое качество нефти, воды, газа, возвращаемых в пласт через систему подготовки; − подключение новых и отключение вышедших из эксплуатации скважин; − рациональное использование избыточной энергии потока, поступающего из недр; − возможность совмещения технологических операций сбора и подготовки нефти, газа и воды; − укрупнение и централизация технологических объектов, при необходимости – раздельный сбор; − учет особенностей рельефа и климата; − автоматизацию и телемеханизацию технологических процессов; − возможный минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов; − охрану окружающей среды и недр.

164

6.2. Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции нефтегазодобывающего предприятия Особенности разработки и эксплуатации каждого месторождения, разнообразие природно-климатических и почвенных условий, социальные и экологические аспекты приводят к тому, что единой универсальной системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин не существует. На рисунке 6.1 представлена достаточно общая схема, включающая все основные объекты герметизированной системы сбора и подготовки.

Рис. 6.1. Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки продукции нефтегазодобывающим предприятием

Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку 2. В продукцию добавляют необходимый реагент 3; если нефть высоковязкая или теряет текучесть при температуре, сопоставимой с температурой окружающей среды, то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти в сепарационную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где происходит обезвоживание и обессо165

ливание нефти, а затем в стабилизационную установку 8. В технологическом блоке 9 определяют количество и качество товарной нефти перед ее сдачей в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку. Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6, 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную станцию 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления и направляется на кустовые насосные станции 14, а откуда − в нагнетательные скважины месторождения 15. Необходимое количество пресной воды из водозаборных устройств 12, пройдя через очистные сооружения 13, также подается на кустовые насосные станции 14. 6.3. Задачи 6.3.1. Расчет изменения плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе Исходные данные: − температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает значения: 0, 15, 25, 33 и 45 °С; − солесодержание воды равно 200 г/л. Определить изменение плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе. Решение 1) Расчет плотности воды. Плотность пластовой (минерализованной) воды ρпл в в зави166

симости от солесодержания может быть рассчитана по формуле: ρпл в =ρв + 0.7647S ,

где ρв – плотность дистиллированной воды при 20 °С, кг/м3; S –

концентрация соли в воде (растворе), кг/м3. В интервале температур от 0 до 45 °С плотность водных растворов солей нефтяных месторождений изменяется незначительно, а влияние температуры учитывается следующим образом:

ρпл ρпл в (Т ) = в − 0.0714(Т − 20), где ρпл в (Т ) – плотность минерализованной воды при температуре Т, кг/м3. Рассчитываем плотность минерализованной воды при 20 °С: 3 ρпл в = 998,3 + 0,7647∙0,2 = 1151 кг/м

при О °С = 3 ρпл в (0) 1151−0,0714 (0−20) = 1152 кг/м

2) Расчет вязкости воды. С изменением температуры и солесодержания попутной воды изменяется ее вязкость. Для учета изменения вязкости воды была получена экспериментальная зависимость. При ρ ≤ ∆ ρ∗ : −3

µпл µв (Т ) ⋅ 100,8831∆ρ⋅10 , в =

µпл в – вязкость пластовой воды при температуре Т, мПа·с; ∆ ρ∗ = 0.793(146.8 – Т);

µв (Т ) – вязкость дистиллированной воды при температуре Т, это 167

значение может быть определено либо по справочнику, либо по формуле:

µв (Т= ) 1353(Т + 50) −1,6928 , ∆ρ – разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20 °С, кг/м3;

∆ρ = ρпл в − 998,3 ,

ρв – плотность минерализованной воды при 20 °С, кг/м3. При ∆ρ > ∆ ρ∗ : −3

µпл µв (Т ) ⋅ 10 A(ρ)⋅10 , в = где A(ρ) – функция, значения которой зависят от температуры и плотности: при 0 < Т < 20 °С:

= A(ρ) 2.096(∆ρ − 0.5787 ∆ρ* ) ; при 20 < Т < 30 °С:

= A(ρ) 2.096(∆ρ − 0.5787 ∆ρ* ) − 0.032(T − 20) ⋅ (∆ρ − ∆ρ*) ; при Т > 30 °С:

= A(ρ) 1.776(∆ρ − 0.503∆ρ* ) . Проведем расчет для Т = 0 : ∆ ρ∗ = 0,793 (146,8−0) = 116,4 кг/м3 ∆ ρ = 1151−998,3 = 152.7 кг/м3; A(ρ) = 2,096(152,7−0,5787.116,4) = 178,87 .

Так как 152 > 116,4, вязкость дистиллированной воды определяется:

µв (0) = 1353(0+50) −1.6928 = 1.8 мПа·с. 168

Вязкость минерализованной воды: −3

178.87⋅10 µпл = 2.72 мПа∙с. в = 1.8 ⋅ 10

Результаты расчетов приведены в таблице 6.1. Таблица 6.1 Расчет плотности и вязкости воды Температура 0°

ρв , кг/м3

пл

∗ ∆ρ , кг/м3

µ в (Т ) , мПа·с

А(ρ)

µ в (Т ) , мПа·с

0 15 25 33 45

1152 1151 1150 1150 1149

116.4 104,5 96,6 90,2 80.7

1,80 1,15 0,91 0,76 0,61

178,87 193,31 193,91 190,62 199,10

2,72 1,79 1,42 1,18 0,96

169

Литература 1. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений: Учебное пособие. − М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006. – 320 с. 2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1998. − 365 c. 3. Закиров С.Н., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 1. − М., 2004. − 520 с. 4. Лобусев А.В., Лобусев М.А., Назарова Л.Н. Моделирование разведки и разработки виртуального нефтегазового месторождения: Учебное пособие для вузов. − М.:РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. − 125 с. 5. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта. Т.1.: Учебное пособие для вузов. − М.: МАКСПРЕСС, 2008. − 446 с. 6. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008. 7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007. – 826 с. 8. Молчанова А.Г., Назарова Л.Н. Основы нефтегазового дела. − М.: РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2005. – 98 с. 9. Мохов М.А., Сахаров В.А. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин: Учебное пособие. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. − 188 с. 10. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения, проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. − Казань, 2005. − 688 с. 11. Назарова Л.Н. Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: Учебное пособие. − М., 2006. 12. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. − М.: РГУ нефти и газа, 2011. − 166 с. 13. Палий А.О. Разработка нефтяных месторождений на различных режимах: Учебное пособие для высших учебных заведений. − М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. − 166 с.

170

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

МОЛЧАНОВА Анна Георгиевна НАЗАРОВА Лариса Николаевна НЕЧАЕВА Елена Вадимовна

ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

Редактор Л. А. Суаридзе Компьютерная верстка: И. В. Севалкина

Подписано в печать 28.12.2015. Формат 60×841/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Гарнитура «Таймс». Усл. п. л. 10,6. Тираж 80 экз. Заказ № 617

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 тел./факс: (499) 507 82 12