Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
РиЭНиГМ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ
Т 1 - Определение объекта разработки и факторы, влияющие на их выделение
Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.
В объект разработки могут быть включены один, несколько или все пласты месторождения.
Объекты разработки подразделяются на самостоятельные, т.е. разрабатываемые в настоящее время и возвратные, те, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими другой объект.
Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.
4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.
Таким образом, выделение эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной задачей и ее обычно решают в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки. На втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.
Показателем, характеризующим технологический эффект, возникающий в результате объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации, может быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько пластов совместно Кпр. совм, который интегрально характеризует условия эксплуатации данной скважины.
В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов различных нефтяных месторождений было замечено, что среднее значение коэффициентов продуктивности скважины Кпр. совм, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т.е.
(45)
где -среднее значение коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i-тый пласт (i=1,2,...,n); n-число пластов, объединенных в эксплуатационный объект.
Причинами снижения коэффициента продуктивности Кпр. совм являются:
-нелинейный характер фильтрации жидкости;
-характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за счет гидравлических сопротивлений;
-взаимовлияние пластов, обусловленное распределением давления по объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади и по разрезу пластов.
Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов Кпр.совм будет тем меньше, чем больше пластов объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов.
2 Т 1 - Основные и косвенные технологические параметры, которыми характеризуется система разработки
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих его факторов указано наличие или отсутствие заводнения на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же режимах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно при проектировании разработки месторождений необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризу ется определенными показателями. Рассмотрим общие (основные) показате ли, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отне сти следующие.
1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработ ки. Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного место рождения можно условно разделить на четыре стадии. На пер вой стадии (см. рис. 21, /), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых со оружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуата цию, добыча нефти растет, что обусловлено в значительной сте пени скоростью разбуривания и обустройства месторождения которая зависит от работы буровых и промыслово-строительных подразделений.
Вторая стадия (рис. 21, //) характеризуется максимальной добычей нефти. В задании на проектирование разработки мес торождения часто указывают именно максимальную добычу неф ти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.
Третья стадия (см. рис. 21, III) характеризуется резким па дением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвертой стадии (см. рис. 21, IV ) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обвод ненность продукции скважин и неуклонное ее нарастание. Чет вертую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки. Отметим еще раз, что описанная картина измене ния добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизмененными во времени. В связи с развитием ме тодов повышения нефтеоотдачи пластов на какой-то стадии раз работки месторождения, скорее всего, на третьей или четвер той, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из ме сторождения.
2. Темп разработки месторождения z(t), изменяющийся во времени I, равный отношению текущей добычи нефти qн(t) к извлекаемым запасам месторождения:
z(t) = qн(t)/N
Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.
Разработка месторождения, начавшись в момент времени t = 0, заканчивается в момент tк, к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N. Тогда
При расчетах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что
поскольку z(t) = 0 При tк < t < ∞.
Можно получить связь между темпом разработки месторож дения в целом, параметром Nэ кр, темпом разработки элемента системы zэ(τ) и скоростью ввода элементов системы в эксплуа тацию w(t). Используя (1.11) и (1.21), получим
N=ήк*G, где ήк – конечная нефтеотдача
………………. Дифференциальная связь между темпами разработки месторождений:
dφ/dt*z/φ-φz=dz/dt
3. Добыча жидкости из месторождения. При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворенным в ней газом, или дегазированную нефть. Добыча жидкости - это суммарная добыча нефти и воды. На рис.21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти qн и жидкости
qж = qн + qв (qв - добыча воды). Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти. На третьей и четвертой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.
4. Нефтеоотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеот-дачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина "нефтеотдача" употребляют также термин "коэффициент нефтеотдачи".
Уже из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин "коэффициент нефтеотдачи" можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.
Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов - количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объе му пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи г) от времени t. Если tK - момент окончания разработки пласта, то Г)к - конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому гео логическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количе ства извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным ее геологическим запасам в группе месторожде ний, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеот дачей - отношение извлеченной из пласта нефти в конце раз работки к геологическим запасам.
Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта, и факторы, характеризующие полноту вовле чения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:
где ή1, - коэффициент вытеснения нефти из пласта; ή1ή 2 _ коэф фициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, сле дует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вы теснения - величина, переменная во времени. Произведение ή1*ή2справедливо для всех процессов разработки нефтяных мес торождений. Впервые это представление было введено А.П. Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их раз работке с применением заводнения. Величина ή1, равна отноше нию количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку. Величина равна ή2отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.
Конечную нефтеотдачу определяют не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и эконо мическими условиями. Если даже некоторая технология позво ляет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам.
5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения рнас, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.
Для характеристики добычи нефти и газа из скважин упо требляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объе ма добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использо вать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей до быче нефти из месторождения.
6. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вме сте с нефтью и газом. При осуществлении различных техноло гических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реа гентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, дву окись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещест ва могут добываться из пласта с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.
7 Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнета тельных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин - пониженное (воронки депрессии). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объему пластовое давление. Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление:
В формуле (1.42) интеграл берется по площади s месторож дения.
При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта - на забоях нагнетательных скважин Рн, на линиях или контурах нагнетания Р'и, на линиях или кон турах отбора ив добывающих скважинах Рс (рис. 24). Важ но определять также перепады пластового давления как раз ность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.
8. Давление на устье Ру добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.
9. Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных плас тов вследствие их неоднородности различна на отдельных уча стках месторождений.
Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктив ность отдельных сква жин, пробуренных на месторождении, оказывается резко раз личной. Тогда при одном и том же перепаде давлений ΔРс = = Рн - Рс и одинаковом устьевом давлении Ру в добывающих скважинах дебиты их будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давле ниях. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктив ности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей про дуктивности могут понадобиться механизированные способы подъема жидкости с забоя. Зная распределение коэффициентов продуктивности добывающих скважин, пробуренных на место рождении, и области эффективного применения различных спо собов эксплуатации, можно найти вероятностное статистическое распределение скважин месторождения по способам подъема жидкости из недр на дневную поверхность.
10. Пластовая температура. В процессе разработки нефтя ных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вво дом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипласто-вого горения. Таким образом, начальная температура пласта, яв ляясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем раз работки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатывае мым.
Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные дан ной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полиме ров или двуокиси углерода необходимо количественно прогнози ровать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов. При использовании влажного внутрииластового горе ния - определять водовоздушное отношение, скорость продви жения по пласту фронта горения и т.д.
Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие дан ной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчетной модели разработки нефтяного месторож дения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.
К косвенным показателям можно отнести обводненность
Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.
Добыча нефти — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
Добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.
Добыча газа . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.
При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.
Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.
В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.
Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.
Темп разработки — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.
. (1.8)
Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
На рисунке 2 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.
Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.
Рисунок 2 — График изменения темпа разработки во времени
1 — месторождение А; 2 — месторождение В; I, II, III, IV — стадии разработки
Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.
Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.
Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.
Как видно из рисунка 2 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.
Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.
В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению
, (1.9)
где — годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; — балансовые запасы нефти.
Если (1.8) — темп разработки, то связь между и выражается равенством:
, (1.10)
где — нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.
Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:
, (1.11)
где — накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.
Накопленная добыча нефти:
, (1.12)
где — время разработки месторождения; — текущее время.
Выведем формулу, связывающую показатели и . Из (1.11) следует
.
Продифференцировав по времени обе части этого равенства, получим
.
Учитывая, что , получим следующее выражение:
. (1.13)
Подставив в последнее равенство выражение , будем иметь
. (1.14)
Дифференциальное уравнение (1.14) позволяет вычислять значения при известных .
Рассмотрим интегральный показатель процесса добычи нефти:
, (1.15)
где — коэффициент использования извлекаемых запасов. Его значение непрерывно возрастает, стремясь к единице. Действительно, при
, (1.16)
так как добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам.
По аналогии текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:
. (1.17)
К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача:
. (1.18)
Обводненность продукции — отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:
. (1.19)
Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных — отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :
, (1.20)
где и — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.
При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.
На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.
Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.
Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.
Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим — уменьшается, а по третьим — возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.
Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.
Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин — важнейшие технологические показатели процесса разработки.
Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.
Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт — давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.
Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.
Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.
Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным признакам:
Наличию или отсутствию методов воздействия на пласт с целью
извлечения нефти из недр.
Расположению скважин на месторождении.
Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:
Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то
(3.1)
Размерность — м2/скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова Nкр — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.
(3.2)
Размерность параметра Nкр — т/скв.
Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.
Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .
Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).
В многопластовом месторождении необходимо прежде всего выделить в разрезе объекты разработки (их еще могут называть – эксплуатационные объекты). Следующей задачей, которую необходимо решить при проектировании системы разработки, является порядок ввода объектов в разработку.
Существуют как бы две системы разработки многопластового месторождения:
Система «сверху вниз», при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после разработки вышележащего.
Система «снизу вверх», при которой нефтеносные пласты вводятся в разработку в порядке последовательности их залегания, начиная с нижнего. При этом вышележащие пласты могут вводиться в разработку до окончания выработки нижележащего.
Наиболее распространена в настоящее время система разработки «снизу вверх», как наиболее рациональная. Система «сверху вниз» применяется только при разработке неглубоко залегающих пластов, характеризующихся слабой проницаемостью.
Систему разработки «снизу вверх» начинают с нижнего, так называемого опорного горизонта. При этом опорный горизонт должен
залегать на глубине, доступной для массового бурения эксплуатационных скважин
обладать высокой продуктивностью и качеством нефти
иметь достаточно хорошо разведанную значительную площадь, т.е. быть вполне подготовленным к разработке.
Желательно также, чтобы опорный горизонт не имел подошвенной воды (для исключения заколонных перетоков при его обводнении).
Вышележащие пласты по значимости разделяются на пласты, являющиеся самостоятельными объектами разработки, либо возвратные объекты.
При разработке нижнего, опорного горизонта эксплуатационные скважины проходят все продуктивные пласты. При этом имеется возможность полного их изучения путем отбора керна и при помощи геофизических методов. В процессе разбуривания опорного горизонта детально изучаются тектонические особенности месторождения и осуществляется подготовка к разработке всех вышележащих пластов.
Преимуществами системы разработки «снизу вверх» являются:
Уменьшение объема эксплуатационного бурения вследствие возврата с нижележащих горизонтов после их выработки на вышележащий путем перфорации.
Ускорение темпов освоения нефтяных месторождений и определения их промышленной ценности.
Облегчение геологической ориентировки в разрезе скважины, благодаря чему сокращается объем разведочного бурения. Этому способствует возможность возврата на вышележащий горизонт при получении неблагоприятных результатов в нижележащем.
Уменьшение опасности глинизации нефтеносных пластов, приводящей к потере нефти.
Особым преимуществом этой системы является возможность одновременной эксплуатации всех самостоятельных объектов разработки, благодаря чему значительно ускоряются темпы освоения месторождений.
В случае разработки многопластовых залежей применяется так называемая «комбинированная» система разработки. Сущность ее заключается в том, что каждый объект разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Внутри каждого объекта пласты разрабатываются по системе «снизу вверх», а порядок разбуривания объектов может быть любой
Основные показатели разработки
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:
Добыча нефти Qн— основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча qн приходящаяся на одну скважину.
Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
Добыча жидкости Qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.
В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных — m3. В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях, 1 баррель = 159 литрам, в 1 м3 = 6,29 баррелей.
Дебит нефти, воды и жидкости qн, qв, qж– соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения – т/сут*скв.
Обводненность-это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %:
Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный
Добыча газа Qг. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.
При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.
Расход нагнетаемых в пласт агентов (Qз) и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.
Основной показатель, характеризующий процесс закачки – компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.
При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.
Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Qн, ∑Qж). Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.
В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.
Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.
Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.
Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.
Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы - оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.
Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.
Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I, II стадиях - растет, на III, IV - уменьшается.
Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.
Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.
Темп отбора от НИЗ. Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти QH(t) к извлекаемым запасам месторождения
Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Zmax
, где
QH max - обычно добыча нефти во II период разработки.
Аналогично определяется темп отбора жидкости
Темп разработки является мерой активности системы разработки.
Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта. Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.
Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте. Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:
, , где
ηпр – проектный коэффициент нефтеизвлечения
η – текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения
Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам.
Qизв – извлекаемые запасы нефти
Qбал – балансовые запасы нефти
∑Qн – накопленный отбор нефти
В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:
=выт охв зав . охв выт
где:
Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.
Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.
Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.
Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.
Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.
Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных
месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных
участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет
повышенное давление, в районе добывающих - пониженное.
Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Рн, на забоях добывающих скважин — Рн. На линии нагнетания Рн' на линии отбора Рс'.
Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Рн - Рс =dР.
Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.
.Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.
Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.
3 Т 1 - Система разработки, ее классификация и основные параметры
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
Важнейшим этапом создания систем разработки является выделение объектов разработки. Создание многопластовых объектов резко сокращает капитальные затраты на разработку месторождения, но объединение нескольких пластов в один объект может привести к значительному уменьшению коэффициента нефтеизвлечения.
В первую очередь они классифицируются по способам использования энергии.
Наиболее применимыми параметрами, характеризующими системы разработки, считаются:
Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то
. (2.1)
Размерность — м2/скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.
. (2.2)
Размерность параметра — т/скв.
Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.
Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .
Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).
В многопластовом месторождении необходимо прежде всего выделить в разрезе объекты разработки (их еще могут называть – эксплуатационные объекты). Следующей задачей, которую необходимо решить при проектировании системы разработки, является порядок ввода объектов в разработку.
Существуют как бы две системы разработки многопластового месторождения:
Система «сверху вниз», при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после разработки вышележащего.
Система «снизу вверх», при которой нефтеносные пласты вводятся в разработку в порядке последовательности их залегания, начиная с нижнего. При этом вышележащие пласты могут вводиться в разработку до окончания выработки нижележащего.
Наиболее распространена в настоящее время система разработки «снизу вверх», как наиболее рациональная. Система «сверху вниз» применяется только при разработке неглубоко залегающих пластов, характеризующихся слабой проницаемостью.
Систему разработки «снизу вверх» начинают с нижнего, так называемого опорного горизонта. При этом опорный горизонт должен
залегать на глубине, доступной для массового бурения эксплуатационных скважин
обладать высокой продуктивностью и качеством нефти
иметь достаточно хорошо разведанную значительную площадь, т.е. быть вполне подготовленным к разработке.
Желательно также, чтобы опорный горизонт не имел подошвенной воды (заколонные перетоки при его обводнении).
Вышележащие пласты по значимости разделяются на пласты, являющиеся самостоятельными объектами разработки, либо возвратные объекты.
При разработке нижнего, опорного горизонта эксплуатационные скважины проходят все продуктивные пласты. При этом имеется возможность полного их изучения путем отбора керна и при помощи геофизических методов. В процессе разбуривания опорного горизонта детально изучаются тектонические особенности месторождения и осуществляется подготовка к разработке всех вышележащих пластов.
Преимуществами системы разработки «снизу вверх» являются:
Уменьшение объема эксплуатационного бурения вследствие возврата с нижележащих горизонтов после их выработки на вышележащий путем перфорации.
Ускорение темпов освоения нефтяных месторождений и определения их промышленной ценности.
Облегчение геологической ориентировки в разрезе скважины, благодаря чему сокращается объем разведочного бурения. Этому способствует возможность возврата на вышележащий горизонт при получении неблагоприятных результатов в нижележащем.
Уменьшение опасности глинизации нефтеносных пластов, приводящей к потере нефти.
Особым преимуществом этой системы является возможность одновременной эксплуатации всех самостоятельных объектов разработки, благодаря чему значительно ускоряются темпы освоения месторождений.
В случае разработки многопластовых залежей применяется так называемая «комбинированная» система разработки. Сущность ее заключается в том, что каждый объект разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Внутри каждого объекта пласты разрабатываются по системе «снизу вверх», а порядок разбуривания объектов может быть любой.
2.1. ПАРАМЕТРЫ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ СИСТЕМУ РАЗРАБОТКИ
Данное на предыдущем разделе определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:
наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;
расположению скважин на месторождении.
По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.
Фонд скважин — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.
Можно указать четыре основных параметра, характеризующие ту или иную систему разработки.
Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то
. (2.1)
Размерность — м2/скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.
. (2.2)
Размерность параметра — т/скв.
Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.
Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .
Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).
Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др.
Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.
.
4 Т 1 - Типы классификаций моделей пластов
Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Известно, что нефть может насыщать не только пористые песчаники, но и находиться в микроскопических трещинах, кавернах, имеющихся в известняках, доломитах и даже в изверженных породах.
Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.
Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т.е. трещиноватость пластов.
При разработке месторождений эти особенности нефтегазоносных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.
Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.
Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов. разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.
Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на ЭВМ.
Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие:
1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) от- чается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.
Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.
Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:
. (3.1)
Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:
, (3.2)
где — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и ;
— общая площадь залежи.
2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.
3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т.е.
, где — число слоев.
Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта объединяет характеристики предыдущих двух моделей. Для иллюстрации на рисунке 18 изображена схематично модель такого пласта.
Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин.
Рисунок 18 — Схематичная модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта
Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.
Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.
Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение проницаемости образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М.М. Саттаровым и Б.Т. Баншевым.
Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока.
Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы — короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.
Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями. Если принять, что фазовая проницаемость для воды зависит от остаточной нефтенасыщенности и насыщенности связанной водой:
, (3.3)
то расход воды , поступающей в слой толщиной , определим по формуле:
, (3.4)
где — абсолютная проницаемость слоя; — ширина слоя; — длина слоя; — перепад давления на расстоянии ; — вязкость воды.
Формула (3.4) справедлива в предположении, что в обводнившемся слое нефть вытесняется мгновенно по модели поршневого вытеснения до насыщенности . В таких слоях движется только вода. В необводнившихся слоях движется только нефть в присутствии связанной воды с насыщенностью . Если в слое содержится только вода, ее расход составит:
. (3.5)
Если к рассматриваемому моменту времени обводнились слои общей толщиной , то при суммарный расход воды будет:
. (3.6)
При отсутствии остаточной нефти расход воды через обводнившиеся слои будет:
. (3.7)
Учитывая, что распределение проницаемости по слоям описывается каким-либо вероятностно-статистическим законом, модифицированную относительную проницаенмость можно представить в виде:
для воды
; (3.8)
для нефти
, (3.9)
где — проницаемость обводнившегося слоя.
Модифицированную водонасыщенность пласта определяют по отношению объема связанной воды и воды, внедрившейся в слои, к поровому объему пласта
. (3.10)
Модифицированные относительные проницаемости для воды и нефти представляют соответственно доли воды и нефти в общей производительности всех слоев. В общем случае они пропорциональны обводненности и содержанию нефти в добываемой жидкости.
Описанную модель приближают к реальной, рассматривая процесс непоршневого вытеснения нефти водой для каждого слоя.
Анализируя характер обводнения продукции скважин, можно построить характеристику обводнения пласта и, решая обратную гидродинамическую задачу, уточнить модифицированные проницаемости, т. е. адаптировать модель к реальному процессу. В этом случае модифицированные показатели интегрально отражают все особенности реального пласта и процессов, происходящих при их разработке.
Например, методика института «Гипровостокнефть» основана на использовании одномерной слоисто-вероятностной двухфазной модели пласта. Позволяет учитывать следующие факторы:
Неоднородность коллекторских свойств по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, различие вязкостей и фазовой проницаемости для нефти и воды, характер вытеснения (поршневой или непоршневой) нефти водой, наличие водонефтяных зон, систему разработки.
Модель пласта представляет собой совокупность изолированных трубок тока, с разными фильтрационными свойствами. Каждая трубка тока состоит из нескольких разных по проницаемости элементов. Неоднородность пласта учитывается с помощью функции распределения проницаемости.
В процессе расчета происходит адаптация параметров модели к фактической динамике разработки по таким параметрам, как степень неоднородности пласта, соотношение подвижностей нефти и воды, так как они оказывают наибольшее влияние на показатели разработки.
В результате расчетов получается зависимость «нефтеотдача от безразмерного времени». Для перехода к размерным величинам: добыча нефти, жидкости необходимы балансовые или активные запасы нефти.
Модель позволяет получить количественные показатели разработки, но не позволяет учитывать мероприятия по конкретным скважинам.
Примером современной постоянно действующей гидродинамической моделью является программы трехмерной трехфазной фильтрации ECLIPSE 100 фирмы Schlumberger и MORE фирмы Roxar. Они основаны на использовании дифференциальных уравнений потока жидкости, которые решаются достаточно сложно и занимают большой объем машинного времени. Особенно когда есть необходимость в многовариантных расчетах. Ни одна из этих программ не позволяет использовать их для прогноза показателей разработки с применением различных технологий.
Очень часто для инженерных расчетов нет достаточно большого количества данных, требуемых к использованию в этих моделях. Да и стоят они недешево. Поэтому предпринимаются попытки создания моделей адекватных в конечном продукте, но более простых в использовании. Так например, методика компании «СК Нефтеотдача». Она основана на подборе через процедуру адаптации модельной кривой, наиболее адекватно описывающей процесс вытеснения нефти из пласта.
Геологическая модель пласта программы «EOR-модель» представляет из себя слоисто-неоднородный пласт. Каждый пропласток характеризуется собственными значениями:
- проницаемости;
- толщины;
- пористости;
- нефтенасыщенности,
- вязкости воды и нефти;
- начальной нефтенасыщенностью;
- коэффициентом вытеснения нефти.
В качестве показателя, характеризующего вертикальную неоднородность пласта используется коэффициент вертикальной неоднородности по Дикстра-Парсонсу.
Основными движущими флюиды силами в пласте, учитываемые в программе «EOR-модель» являются вязкостные. Их влияние оценивается величиной соотношения подвижностей нефти и воды (alfa):
где:
kов– относительная проницаемость воды за фронтом вытеснения;
μв – вязкость воды;
kон– относительная проницаемость нефти перед фронтом вытеснения;
μн – вязкость нефти.
Кроме того, в данной гидродинамической модели учитывается охват процессом вытеснения по площади через задание текущей системы расстановки скважин.
Таким образом, данная методика построения базового варианта учитывает как историю разработки объекта, так и особенности его геологического строения, свойства породы коллектора и насыщающих пласт флюидов. В ней используются только основные влияющие параметры, информация по которым практически всегда доступна.
Построение базового варианта проводится с использованием адаптации модельных кривых, полученных путем многовариантных расчетов к фактическим данным в координатах: «Обводненность-КИН» по геолого-физическим характеристикам пласта – Коэффициенту вертикальной неоднородности, соотношению подвижностей нефти и воды, коэффициенту вытеснения нефти, с учетом расстановки скважин.
Данная методика может быть использована, как для прогноза варианта разработки при сложившейся системе, так и для прогноза и оценки эффективности при использовании технологии закачки химреагентов, направленных на изменение фильтрационных характеристик пласта.
Для изучения динамики разработки нефтяной залежи используются другие виды графических зависимостей. Это могут быть различные гистограммы распределения показателей разработки: дебитов нефти, жидкости, обводненности продукции по скважинам, выработка удельных и остаточных запасов нефти. Также непременным является построение различных карт, как геологических: остаточных нефтенасыщенных толщин, распределения остаточных запасов нефти, нефтенасыщенности, гидропроводности и.т.д, так и технологических. К ним относятся: карты разработки с нанесением текущих и накопленных отборов нефти, обводненности продукции, коэффициентов продуктивности по скважинам. При чем современные графические средства позволяют строить эти карты не в виде традиционных кругов вокруг скважины, а как распределение этих параметров по площади залежи. Анализ и сопоставление всех обработанных данных позволяет сделать выводы о целесообразности разработки объекта при сложившейся системе разработки, или о необходимости корректировки проектных показателей и своевременности проведения мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и интенсификацию отборов.
5 Т 1 - Свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов
Характеристика и основные свойства пород
Подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с породами осадочного происхождения: песками, песчаниками, известняками, доломитами. Особенно широко распространенны среди осадочных пород морские отложения. Ближайшая к берегу древнего моря зона осадков характеризуется большим их разнообразием, и именно к этой зоне приурочена значительная часть нефтеносных пород. По своему происхождению осадочные породы делятся на обломочные, хемогенные и органогенные.
Нефть и газ заполняют пустотное пространство горных пород. Горные породы, обладающие пористостью и проницаемостью, являются коллекторами для нефти, газа и воды.
1.2.1.Пористость горных пород
Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газа.
Виды пористости
Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объем всех пор (VПОР), открытых и закрытых.
Пористость открытая эквивалентная объему сообщающихся (VСООБЩ) между собой пор
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m) , выраженный в долях или процентах.
Коэффициент общей (полной , абсолютной ) пористости (mП) в процентах зависит от объема всех пор:
mП=% (1.1)
Коэффициент открытой пористости (m0) зависит от объема сообщающихся между собой пор :
(1.2)
Коэффициент эффективной пористости (mэф) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объема пор ( Vпор фильтр), через которые идет фильтрация.
(1.3)
Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равно. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие .
Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:
(1.4)
Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
-субкапиллярные (разрез пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты( соль, гипс, ангидрит);
-капиллярные ( размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);
-сверхкапиллярные >0,5 мм.
По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекуляными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статически по большому числу исследованных образцов керна.
C пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sв), нефтенасыщенность (Sн), величины , выраженные в долях или в процентах.
SНАСЫЩ= SВ +SН+ Sг=1 (1.5)
1.2.2.Проницаемость горных пород
Проницаемость–это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать через себя жидкость и газы при перепаде давления.
Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших пределах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д. ).
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты.
Линейная фильтрация
Для оценки проницаемости горных пород обычно используются линейным законом фильтрации Дарси . Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.1.), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления..
Рис. 1.1. Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды
через песок
Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорционально градиенту давления:
(1.6)
где Q – объемная скорость воды
V – линейная скорость воды
F – площадь сечения, F=
L – длина фильтра
К– коэффициент пропорциональности
Нефть – неидеальная система (компонента нефти взаимодействуют между собой), поэтому линейный закон фильтрации для нефти, содержит вязкость, учитывающую взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:
(1.7)
где - вязкость нефти.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газа характеризуется коэффициентом пропорциональности k (1.7.), который называется коэффициентом проницаемости ().
Размерность коэффициента проницаемости (система СИ ), вытекает из соотношения:
, ( 1.8)
Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц
Таблица 1.2
|
Размерность |
|||
|
СИ |
СГС |
НПГ |
|
|
Объемный дебит, Q |
м3/с |
см3/с |
См3 /с |
|
Площадь поперечного сечения фильтра, F |
м2 |
см2 |
см2 |
|
Длина фильтра, L |
м |
см |
см |
|
Перепад давления, P |
Па |
дн/ см2 |
атм |
|
Вязкость жидкости, |
Па* с |
дн с/см2 |
спз (сантипуаз) |
В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2 ; в системе СГС [ kпр] =см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр]=Д (Дарси).
1 Дарси = -8 см2=1,02.10-12м2 1мкм2.
Проницаемость в 1м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1м2 длиной 1м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па , с составляет 1м3.
Пористая среда имеет проницаемость 1 Дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1спз (спуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1см длины породы составляет 1см3/ сек.
Физический смысл размерности проницаемости - это площадь сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация .
Существует несколько типов каналов :
субкапиллярный
капиллярные
трещины
разрывы
Приведенные выше уравнения справедливы при условии движения несжимаемой жидкости по линейному закону Дарси.
В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При перепаде давления объем газа изменяется, и оценивается по закону Бойля – Мариотта:
При Т=const, P.V=const (1.9)
При линейной фильтрации газа оценивается средняя скорость фильтрации (Vср):
Vср. Pср = V0 . P0 = V1. P1 = V2. P2 (1.10)
PСР = (P1 + P2) /2 , (1.11)
Vср = V0. P0 / Pср =2. V0.P0 / (P1 + P1) (1.12)
Тогда, средний объемный расход газа будет равен :
(1.13)
Отсюда уравнение коэффициента проницаемости для газа :
(1.14)
Радиальная фильтрация
Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. В этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с проводящими каналами в осевом направлении (рис.1.2.)
скважина
нефтяной пласт
Рис .1.2. Схема радиального притока жидкости в скважину
Площадь боковой поверхности цилиндра: таким образом уравнение Дарси для радиальной фильтрации будет иметь следующий вид:
(1.15)
Отсюда, дебит при радиальной фильтрации жидкости:
(1.16)
Таким образом, коэффициент проницаемости при радиальной фильтрации:
(1.17)
Проницаемость пласта, состоящего из нескольких пропластков
Пласт состоит, как правило, из отдельных пропластков, поэтому общая проницаемость пласта (Кпр) оценивается с учетом проницаемости пропластков и направления фильтрации.
Рис. 1.3. Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости
При линейной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости (рис. 1.3), средняя проницаемость пласта рассчитывается следующим образом.
, (1.18)
где hi=мощность i-го пропластка;
ki= проницаемость i-го пропластка
Рис. 1.4. Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости
При линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости (рис. 1.4) коэффициент проницаемрсти пласта рассчитывается следующим образом
, (1.19)
где Li – длина i– го пропластка;
Ki – проницаемость i–го пропластка
Рис.1.5. Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости.
Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (рис.1.5), средняя проницаемость пласта оценивается следующим образом:
(1.20)
где rк – радиус контура
rс – радиус скважины
ri – радиус i– го пропластка
ki – проницаемость i – го пропластка
По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г.И.) различают коллектора:
Равномерно проницаемые;
Неравномерно проницаемые;
Трещиноватые.
По величине проницаемости мкм2 для нефти выделяют 5 классов коллекторов:
Очень хорошо проницаемые (>1);
Хорошо проницаемые (0,1-1);
Средне проницаемые (0,01-0,1);
Слабопроницаемые (0,001-0,01);
Плохо проницаемые (<0,001).
Виды проницаемости
Проницаемость абсолютная (физическая)–проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:
Отсутствие физико–химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
Проницаемость фазовая (эффективная)–проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ – нефть – вода ).
При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.
Относительная проницаемость–отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико – химических свойств породы и флюидов.
Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико – химических свойств жидкостей и пористых фаз.
Насыщенность–ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.
Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.
При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего выходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.
Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.
Водонасыщенность Sв – отношение объема открытых пор, заполненных водой к общему объему пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:
(1.21)
Обычно для нефтяных месторождений:
Sв=6-35%; Sн=65-94% в зависимости от созревания пласта.
Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:
Sв+Sн=1 (1.22)
Для газонефтяных месторождений:
Sв+Sн+Sг=1 (1.23)
Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность .
Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияют на основную фильтрацию нефти и газа.
При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77% , а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.
При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.
1.2.3.Упругие свойства горных пород
Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений,
Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределение давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины.
Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объема и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает ее в течение длительного времени, то оно называется пластичным.
Для характеристики скорости, распространения изменений давления по пласту вводится понятие о коэффициенте пьезопроводности, величина которого выражается формулой
(1.24)
где χ- коэффициента пьезопроводности, м2/сек
- вязкость жидкости, мПа*с
m – коэффициент пористости, доли ед.
βж- коэффициент сжимаемости жидкости, ;
βп - коэффициент сжимаемости породы, .
Выражение в скобках можно записать так:
(1.25)
Тогда, получим коэффициент пьзопроводности:
(1.26)
Коэффициент пъезопроводности позволяет количественно оценить процесс перераспределения давления в пласте.
В промысловых условиях величину коэффициента пъезопроводности ориентировочно можно найти, пользуясь формулой:
(1.27)
где R – расстояние от возмущающей до реагирующей скважины (м).
C – функция от ,
здесь ∆Рр - вызванное понижение давления на забое реагирующей скважины, Па;
- заданное понижение давления на забое возмущающей скважины, Па.
t – время, в течение которого устанавливается процесс передачи давления от возмущающей скважины к реагирующей, сек.
1.2.4.Неоднородность нефтегазоносных пород
Нефтегазоносные породы, как природные резервуары, имеют весьма сложное строение. Полезный объем и пути движения в них жидкостей и газов имеют весьма резкую изменчивость. Изменения литолого-фациальных свойств нефтегазоносного пласта определяют его неоднородность. Изучение характера неоднородности пород в пределах залежи нефти и газа имеет большое значение для подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки, анализа разработки и контроля за воздействием на пласт.
Под геологической неоднородностью изучаемого объекта следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу.
При характере неоднородности любого изучаемого объекта целесообразно рассматривать два вида: макро- и микронеоднородность.
Микронеоднородность - изменение вещественного состава прослоя, связанное с непостоянством фациального состава, структуры и текстуры пород, с появлением глинистости, цементации, приводящих к резким изменениям пористости и проницаемости.
Макронеоднородность - изменчивость формы строения пласта- коллектора: резкие изменения мощности, расчлененности на пропластки, прерывистости и линзовидности.
Показатели макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить на две условные группы:
показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;
показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.
Условность такого разделения заключается в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий применяются и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании.
К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.
Коэффициент относительной песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.
Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор
,
где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.
Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности можно использовать число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке. Кроме этого, по мнению автора, совмещенные карты укажут, изменяется ли эффективная мощность за счет выклинивания отдельных прослоев или горизонта в целом (при его монолитности).
Под коэффициентом литологической связанности или слияния Кс понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. Этот коэффициент вычисляется по формуле:
,
где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).
Следует отметить, что несмотря на серьезные критические замечания в адрес указанных показателей, их используют довольно широко для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов.
Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено определять коэффициент выклинивания Кл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев коллекторов hвыкл от эффективной мощности hэф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.
.
При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев .
Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности Кв, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:
.
Кроме макро- и микронеоднородности, существуют также неоднородности других видов. Так, выделяются:
зональная неоднородность – изменение свойств пластов от участка к участку, т. е. по площади
слоистая неоднородность – единый литологический комплекс, состоящий из слоев различной проницаемости, т. е. по площади
чередование проницаемых и непроницаемых пропластков, т. е. частный случай слоистой неоднородности.
1.2.5.Трещиноватость и кавернозность горных пород
В настоящее время более 40% добываемой в мире нефти приурочено к карбонатным пластам – коллекторам, характеризующимся трещиноватостью. В связи с этим изучение трещинных коллекторов является важной задачей.
Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) связана с наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи нефти, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены в большинстве случаев к плотным карбонатным породам, иногда - к терригенным отложениям. Такие породы очень плотные, часто не пропускают жидкости и газы, практически плохо проницаемые. Вместе с тем наличие сети трещин, пронизывающих эти коллекторы, обеспечивает значительные притоки к скважинам.
По своему происхождению трещины подразделяются на диагенетическо – тектонические и тектонические. В большинстве случаев трещиноватость горных пород связана с тектоническими движениями, реже с процессами диагенеза.
Трещины диагенетического происхождения в известняках и доломитах обычно имеют разные направления.
Все же происхождение большинства трещин в горных породах связано с тектоническими процессами. Об этом свидетельствуют следующие факты:
объединение трещин в системы, образующие более или менее правильные геометрические сетки;
преимущественно вертикальный наклон трещин;
связь ориентировки систем трещин с направлением простирания тектонических структур.
Трещины, наблюдаемые в керне невооруженным глазом, это – макротрещины. В отличие от них трещины, наблюдаемые в шлифах под микроскопом, это - микротрещины. Верхний предел ширины (или раскрытости) микротрещин условно принят 100 мкм (микрометр).
Изучить по керну можно только микротрещиноватость. Изучение же макротрещиноватости проводят непосредственно в скважине, на основе визуального исследования ее стенок по фотографиям, полученным с помощью глубинных фото-телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин совместно методами пробных откачек и восстановления давления.
В целом трещиноватость в горных породах характеризуется правильными геометрическими системами трещин. Геометрическая сетка состоит из двух основных систем вертикальных (по отношению к слоистости) трещин с взаимно перпендикулярными направлениями.
Установленная закономерность в ориентировке трещин в горной породе может рассматриваться как один из признаков, позволяющих определить интенсивность трещиноватости и направление главных систем трещин.
Интенсивность трещиноватости пласта зависит от литологического состава, степени метаморфизма пород, структурных особенностей залегания пласта и т.д.
Проницаемость трещиноватых пород обуславливается системами развитых в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.
Густота трещин - Г - это число трещин, приходящих на единицу длины нормали к плоскостям этих трещин:
где N – число трещин; L – длина нормали.
Интенсивность трещиноватости оценивается объемной плотностью трещин Т, являющейся общим критерием степени растресканности горной породы.
О трещиноватости породы можно судить также по поверхностой плотности трещин Р, вычисленной для какого-либо сечения породы:
,
где l – длина следов трещин на произвольно выбранном участке, секущем породу; S – площадь этого участка.
Важным параметром трещиноватости горных пород является раскрытость (ширина) трещин. В зависимости от величины раскрытости микротрещины делятся на очень узкие (субкапиллярные) – 0,01 – 0,05мм и широкие – 0,05 – 0,15мм и более.
В песчаниках и алевролитах преобладают открытые микротрещины, реже появляются закрытые.
В глинах и аргиллитах развиты в основном открытые микротрещины.
В органогенных доломитовых известняках широко развиты закрытые микротрещины наряду с наличием открытых.
В карбонатных породах имеются пустоты, возникшие в породе вследствие процессов растворения (каверны).
Емкость трещиноватой породы можно разделить на межзерновую и трещинную. На коллекторские свойства пород в значительной степени оказывает влияние межзерновая пористость, а не трещинная емкость.
Трещинная проницаемость в отличие от трещинной емкости, фактически определяет величину общей проницаемости. Трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкости и газа в трещинных коллекторах.
Нередко в карбонатных коллекторах отмечается развитие кавернозности. Каверны в карбонатных породах образуются либо в процессе отложения породы, либо после. Кавернозные известняки первого типа встречаются в рифовых массивах, в которых в результате распада органического вещества, первоначально заполняющего полости в породе, образуются каверны. Каверны второго типа образуются в результате растворения известняков при циркуляции подземных вод. Эти каверны, связанные с карстовыми явлениями, широко развиты в доломитах и известняках, особенно при наличии в них трещиноватости, способствующей проникновению подземных вод и движению их по трещинам.
Обычно кавернозность в карбонатных породах развита весьма неравномерно, что очень затрудняет изучение их пустотности.
6. Т 1 - Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и приконтурного заводнений, их преимущества и недостатки
Законтурное заводнение. Здесь эксплуатационные скважины располагаются на нефтяной залежи так же, как и в случае разработки на естественном режиме, но в водоносной части пласта вдоль контура нефтеносности помещаются нагнетательные скважины. Начинает применяться, как правило, с момента, когда пластовое давление на залежи падает, продуктивность эксплуатационных скважин снижается. Применяется при разработке небольших по запасам залежей нефти (Рис.2.3).
Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.
Рис.2.3.Схема размещения скважин для приконтурного заводнения
1-добывающие скважины
2-нагнетательные скважины
Здесь большую роль играет расстояние нагнетательных скважин от эксплуатационных. Если принять движение жидкости в пласте линейным, то перепад давления по закону Дарси определяется уравнением:
, где
Р1- давление в пласте на линии нагнетания, кГ/см2
Р2- давление в пласте в зоне отбора, кГ/см2
μ – вязкость нефти, мПа*с
L – расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин, м
Q – расход жидкости, м3/сут
κ – коэффициент проницаемости, мкм2
A - поперечное сечение пласта, м2
Отсюда следует, чтобы сохранить расход жидкости, при увеличении расстояния в 2 раза, необходимо в 2 раза увеличить перепад давления.
Законтурное заводнение наиболее эффективно для залежей с хорошей проницаемостью коллектора с низкой вязкостью нефти, шириной не более 5 км. Для условий малой проницаемости коллектора и высокой вязкости нефти, закачка воды может оказывать влияние только на ближайший ряд скважин.
Здесь можно максимально использовать разведочные скважины, попавшие за контур нефтеносности.
Законтурное заводнение целесообразно:
В этих условиях система законтурного заводнения позволяет наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к центральной возвышенной части пласта, к так называемому стягивающему ряду добывающих скважин или к одной скважине.
Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:
Начинает применяться, как правило, с момента, когда пластовое давление на залежи падает, продуктивность эксплуатационных скважин снижается.
Следующим шагом в развитии заводнения было приконтурное. Здесь нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны (рисунок). Применяется при тех же характеристиках, что и законтурное (с высокой проницаемостью коллектора (0,4-0,5 мкм2), для малой вязкости нефти (до 5 мПа*с) при небольшой ширине площади (до 4-5 км))., но при наличии плохой гидродинамической связи залежи с законтурной областью. Это может быть обусловлено ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием водонепроницаемого экрана, что характерно для карбонатных коллекторов.
Приконтурное заводнение применяется:
Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны некоторые возможные потери нефти вследствие образования целиков между нагнетательными скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена только при очень тщательном регулировании процесса выработки, включая бурение дополнительных скважин.
С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.
Внутриконтурное заводнение наиболее распространенный вид заводнения. Здесь обширная по площади и большая по запасам залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на самостоятельные площади разработки
Внутриконтур ное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо лагаемых ближе к водонагнетательным.
Взять хотя бы Ромашкинское месторождение, по площади распространенное на большую часть Татарстана (рис.2.4).
Рис.2.4. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении
При разрезании месторождения на площади и блоки было учтено сложное литологическое строение основного по запасам пласта Д1, неравномерная геолого-физическая характеристика коллектора, высокая степень его неоднородности. Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква жин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.
Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф теносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне тательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо на, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, направленные на вытеснение нефти к забоям эксплуатационных рядов скважин.
С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетатель ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще ствляют “через одну”. В промежутках проектные нагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле ния в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.
Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче том особенностей геологического строения и физической харак теристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.
Большим преимуществом данной системы является возможность начать разработку крупного объекта с любой площади. И в первую очередь вводить в эксплуатацию наиболее богатые по запасам и высокодебитные площади с наилучшими геолого-промысловыми характеристиками.
7. Т 1 - Преимущества рядных (блоковых) систем разработки по сравнению с законтурным.
Из внутриконтурных систем заводнения нефтяного месторождения наиболее распространены блоковые или рядные системы.
При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями.
Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.
0днорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рисунке 7. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, помимо расстояния между нагнетательными скважинами и расстояния между добывающими скважинами , следует учитывать ширину блока или полосы (см. рисунок 7).
Рисунок 7 – Расположение скважин при однорядной системе разработки
1 – условный контур нефтеносности; 2 – нагнетательные скважины; 3 – добывающие скважины.
Параметр плотности сетки скважин , и параметр для однорядной, трехрядной и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О величине параметра уже было сказано. Параметр для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Так, например, для рассматриваемой однорядной системы . Это значит, что число нагнетательных скважин примерно (но не точно!) равно числу добывающих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния и могут быть различными. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 – 1.5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи — меньшие значения.
Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того, что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагнетательных и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.
Во всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.
Поскольку в рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах различное, расположение скважин в них можно считать только условно геометрически упорядоченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и элементы.
Элемент однорядной системы разработки показан на рисунке 8. При этом шахматному расположению скважин, показанному в левой части этого рисунка, соответствует нагнетательная скважина 1 и добывающая скважина 3. Для «линейного» расположения скважин, представленного в правой части рисунка 8, нагнетательная скважина 2 и добывающая скважина 4 показаны пунктиром. Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки могут применяться, как шахматное, так и линейное расположение скважин.
Рисунок 8 – Элемент однорядной системы разработки
1 – “четверть” нагнетательной скважины при шахматном расположении скважин; 2 – “половина” нагнетательной скважины при линейном расположении скважин; 3, 4 – соответственно “четверть” и “половина” добывающей скважины.
При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения достаточно рассчитать данные для одного элемента, а затем суммировать их по всем элементам системы с учетом разновременности ввода элементов в разработку.
Трехрядная и пятирядная системы. Для трехрядной и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы , но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин , между первым и вторым рядом добывающих скважин (рисунок 9), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы (рисунок 10). Ширина полосы зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы метров, то км.
Рисунок 9 – Расположение скважин при трехрядной системе разработки
1 — условный контур нефтеносности;2 — добывающие скважины; 3 —нагнетат. скважины
Рисунок 10 – Расположение скважин при пятирядной системе разработки
Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной — примерно 1/5. При значительной приемистости нагнетательных скважин по трехрядной и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перерас- пределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны соответственно на рисунках 11 и 12.
Рисунок 11 — Элемент трехрядной системы разработки
1 – “четверть” нагнетательной скважины; 2 – добывающая скважина; 3 – “четверть” добывающей скважины
Рисунок 12 – Элемент пятирядной системы разработки
1 – «половина» нагнетательной скважины; 2 – «половина» добывающей скважины первого ряда;
3 – добывающей скважины второго ряда; 4 – «четверть» добывающей скважины третьего ряда
8. Т 1 - Блоковые системы разработки, их преимущества и недостатки
При блоковой или рядной системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси. При круговой форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – поперек превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания, и, следовательно, обеспечение влияния в них закачки воды.
Закачка воды в пласт производится через нагнетательные скважины, расположенные параллельными рядами, которые называются разрезающими рядами или линиями разрезания. Как правило, все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительное время эксплуатируют на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды.
Ряды добывающих скважин располагаются параллельно разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обуславливается расширение полосы воды, созданной вдоль ряда и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивается вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.
Очень важным элементом блоковой системы заводнения является ширина блока (полосы) и количество рядов добывающих скважин в блоке. Ширина блоков в зависимости от гидропроводности пласта изменяется от 1,5 до 4 км. Уменьшение ширины полос при прочих равных условиях повышает активность системы заводнения благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока. С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности) в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль «стягивающего».
В зависимости от количества рядов добывающих скважин различают однорядную, трехрядную и пятирядную блоковые системы заводнения.
Уменьшение количества добывающих рядов в сочетании с сужением блока повышает активность системы за счет увеличения градиента давления и уменьшения количества добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную.
1- рядная- ; 3-х рядн. - w= 0,33; 5-ти рядн. - w= 0,2.
Кроме блоковых систем заводнения широко используются системы с площадным расположением скважин.
Пятиточечная система.
Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная, w = 1.
Семиточечная система.
Элемент системы представляет собой правильный шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре, w = 0,5.
Девятиточечная система.
Элемент системы представляет квадрат с тремя добывающими скважинами по каждой стороне квадрата и нагнетательной скважиной в центре, w = 0,33.
Тринадцатиточечная система.
Элемент системы представляет собой шестиугольник с тремя добывающими скважинами на каждой стороне и нагнетательной скважиной в центре, w = 0,25.
Чем больше показатель w, тем выше интенсивность системы заводнения. Наиболее интенсивной является пятиточечная система площадного заводнения.
Основное преимущество площадных систем заводнения в рассредоточенном по площади воздействии на пласт, что особенно важно при разработке сильно неоднородных пластов. Их недостаток – зависимость выработки запасов по элементу только от работы единственной нагнетательной скважины.
При блоковых и площадных системах заводнения размещение скважин геометрически упорядочено.
Скважины размещают по равномерной треугольной или квадратной сетке со строго заданным расстоянием между ними. Однако, в сильно неоднородных пластах, на поздней стадии разработки применяется так называемое очаговое заводнение, когда нагнетание производится в отдельные скважины, местоположение которых определяется не геометрическим фактором, а необходимостью выработки запасов на определенном участке залежи.
Частным случаем внутриконтурного заводнения является поперечное разрезание залежей на полосы самостоятельной разработки. Это так называемая блоковая система заводнения.
Блоковые системы разработки находят применение на место рождениях вытянутой формы с расположением рядов на гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис.2.4 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулешовского нефтяного месторождения (Самарская об ласть). Как видно из схемы, ряды нагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз работки.
Рис.2.5. Схема разрезания залежей при использовании блоковой системы
При блоковой системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин размещают перпендикулярно к ее длинной оси.
При круговой форме залежи, особенно с большими площадями нефтеносности, направление рядов скважин располагают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов. А именно, поперек превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной коллекторов и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания, и следовательно наилучшим образом обеспечивается влияние закачиваемой в эти зоны воды.
Нагнетательные скважины перед пуском их под закачку находятся в отработке на нефть. Что дает возможность осуществить выработку запасов в этой зоне, снизить пластовое давление для освоения скважин под закачку воды. При чем, в начальный период скважины пускают под закачку через одну, продолжая в промежуточных добывать нефть до момента их обводнения.
Данные системы (с разрезанием на площади и блоки) предпочтительны для залежей с хорошими геолого-физическими характеристиками – средней или высокой проницаемостью, с вязкостью нефти до 15-20 мПа*с. Ширина полос должна быть более 5 км. Меньшая ширина рекомендуется для залежей нефти с низкой проницаемостью коллектора и высокой вязкостью нефти.
Очень важным элементом блоковой системы является ширина блока и количество рядов добывающих скважин в блоке. Ширина блока выбирается в зависимости от такого параметра, характеризующего фильтрационно-емкостные характеристики пласта, как гидропроводность:
ε=κ*h/μ, где
қ – проницаемость коллектора
Һ – толщина пласта
μ – вязкость пластовой нефти
Понятно, что уменьшение ширины полос при прочих равных условиях повышает активность системы заводнения благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока. С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков в пределах блока располагается обычно нечетное количество рядов добывающих скважин. При этом центральный ряд играет роль «стягивающего».
Расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливаются с учетом особенностей геологического строения залежи и физической характеристики коллектора
При ширине полос 5 км целесообразно размещать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине 3-1 ряд.
В зависимости от количества рядов добывающих скважин различают однорядную, трехрядную, пятирядную системы заводнения. Кроме ранее рассмотренных параметров, при характеристике рядных систем используются понятия – расстояние между рядами (L) и между скважинами (2σ).
Рис.2.6. Схемы размещения скважин при блоковой системе разработки
Преимуществом систем разработки с блоковым заводнением является то, что они могут реализовываться, когда отсутствуют детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности. Применение этих систем дает возможность регулировать выработку запасов с помощью перераспределения объемов закачки воды.
9. Т 1 - Площадные системы разработки, их преимущества по сравнению с блоковыми.
Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.
Пятиточечная система (рисунок 13). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре — нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1.
Рисунок 13 — Пятиточечная система
Семиточечная система (рисунок 14). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная в центре. Параметр , т.е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.
Девятиточечная система (рисунок 15). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что .
|
Рисунок 14 — Семиточечная система |
Рисунок 15 — Девятиточечная система |
Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жесткие», поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.
В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильно неоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большой гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.
В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т.е. так называемые целики нефти. На рисуноке 16 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.
Помимо упомянутых известны следующие системы разработки:
система с батарейным расположением скважин (рисунок 17), которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане;
система при барьерном заводнении, применяемом при разработке нефтегазовых залежей;
смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.
|
Рисунок 16 — Элемент пятиточечной системы, превращаемый в элемент девятиточечной системы разработки |
Рисунок 17 — Схема батарейного расположения скважин |
|
1 — «четверти» основных добывающих скважин пятиточечного элемента; 2 — целики нефти; 3 — дополнительно пробуренные добывающие скважины; 4 — обводненная область элемента; 5 — нагнетательная скважина |
1 — нагнетательные скважины; 2 — условный контур нефтеносности. 3 и 4 — добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом и второй батареи радиусом |
Кроме того, используют очаговое и избирательное заводнения, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.
10. Т 1 - Стадии разработки нефтяных и периоды разработки газовых месторождений
.
Стадии разработки
Разрабатываемые нефтяные залежи имеют различную геолого-физическую характеристику, широкий диапазон размеров площади нефтеносности и глубин залегания. Применяемые системы разработки также разнообразны. В связи с этим практически не удается найти объекты с идентичной динамикой добычи нефти. Тем не менее, необходимо выявить общие тенденции в фактической динамике, чтобы в случае отклонений в последней по возможности объяснить их причины.
Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:
Рис.4.1.Стадии разработки пласта
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.
Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.
Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными высокими уровнями годовых отборов нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.
Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Стадия характеризуется нарастанием обводненности продукции. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки, медленно снижающимися уровнями добычи нефти. Наблюдаются высокая обводненность продукции, постоянное уменьшение эксплуатационного фонда скважин.
Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.
Для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.
Анализ большой группы месторождений (68 месторождений) Азербайджана, Чечено-Ингушетии, Урало-Поволжья, Казахстана, Краснодарского края. Объекты представлены в основном терригенными коллекторами, залегающими на глубине 135-3700 м, с проницаемостью коллектора 0,02-2,17 мкм2, вязкостью пластовой нефти 0,7-210 мПа*с, достигнутая нефтеотдача по ним составила 18-82 % (авторы указывают на возможно заниженные начальные запасы нефти на объектах со столь высокой нефтеотдачей), режимы разработки представлены практически все, находящихся на поздней, завершающей стадии разработки, позволил выявить следующие закономерности в динамике их разработки:
За основной период разработки (включающий 3 стадии разработки: 1-освоение эксплуатационного объекта, 2-максимальный отбор нефти, 3-значительное снижение отбора) отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти. Вступление залежей в завершающую стадию разработки происходит при снижении темпа отбора нефти от НИЗ около 2%.
Быстрое падение добычи нефти в третьей стадии, преждевременное завершение основного периода разработки, резкое падение темпа отбора нефти от остаточных НИЗ может свидетельствовать о неточности определения принятых извлекаемых запасов нефти, г недостаточно обоснованной системе разработки или дефектов ее внедрения.
Динамика добычи нефти в основном определяется максимальным темпом добычи нефти. Увеличение его положительно влияет на степень использования запасов в первой и второй стадиях разработки, сокращает время основного периода разработки, при небольшой вязкости нефти дает возможность разработки в третьей стадии без увеличения отбора жидкости.
Важной характеристикой процесса разработки является динамика обводнения продукции. По залежам с благоприятной геолого-физической характеристикой большая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Отклонение фактической кривой обводнения от проектной в сторону больших значений указывает на то, что принятой системой разработки не полностью учтены геолого-физические особенности залежи и не обеспечивается предусмотренный проектом охват пласта заводнением. Меньшая, чем по проекту указывает на более полную выработку, чем планировалось.
Динамика обводнения зависит от соотношения нефти и воды. Для залежей с маловязкими нефтями характерен продолжительный безводный период разработки и быстрый рост обводненности примерно с середины третьей стадии разработки. Залежи с повышенной вязкостью нефти характеризуются быстрым ростом обводненности с самого начала разработки и отбором большей части запасов при высокой обводненности продукции. Соотношение вязкостей нефти и воды равное 3-4 является граничным между нефтями малой и повышенной вязкости.
При малой вязкости нефти обводнение продукции возрастает с уменьшением проницаемости и увеличением неоднородности пластов, а также с ростом ВНЗ.
При соотношении вязкостей 1 для монолитного пласта плотность сетки скважин может быть редкая: 40-50 га/скв. Скважины располагаются в пределах внутреннего ВНК. По залежам с соотношением вязкостей 3-4 и большой неоднородностью пластов высокая нефтеотдача и умеренная обводненность продукции обеспечиваются при сетках скважин 20-30 га/скв. По залежам с с повышенной вязкостью нефти при солотношении 4-50, проектная нефтеотдача достигается при разбуривании их по сеткам 6-12 га/скв.
Форсированный отбор жидкости из скважин со значительной обводненностью с целью увеличения нефтеотдачи для залежей с повышенной вязкостью дает наибольший эффект. При малых вязкостях нефти желательно наличие неоднородного по строению коллектора.
При разработке залежей небольшой ширины со значительной проницаемостью коллектора предпочтительней применение законтурного заводнения. При ширине залежей более 5-7 км законтурное заводнение необходимо применять в сочетании с разрезанием на блоке.
Внутриконтурное заводнение используется при пониженной проницаемости и значительной неоднородности коллектора.
Если свести все в единую схему, то можно выделить основные особенности для стадий разработки для залежей с маловязкими нефтями и нефтями с повышенной вязкостью.
В таблице 4.1. приводится условная характеристика состояния стадий разработки для нефтей с различной вязкостью.
Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.
Таблица 4.1
Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений
При разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей(1), постоянной(11) и падающей(111).
Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных “целиков” обойденного пластовой водой газа.
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. (линия 1) В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа ( линия 2).
С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.
В начальный период разработки месторождения пластового давления обычно бывает достаточно для внутри промыслового транспорта, обработки газа и подачи на прием МГ. Снижение пластового давления в определенный момент времени приводит к необходимости подготовки газа к дальнейшему транспорту. Вводится в эксплуатацию ДКС (дожимная компрессорная станция).
С точки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.
При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю, производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырех лет.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений можно также выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.
Таким образом, в каждый период применяется своя система разработки газовой залежи. В технологическом значении этого понятия это комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа конденсата и воды в пласте.
Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пласте
осуществляется посредством следующих технические мероприятий:
а) определенного размещения рассчитанной числа эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности;
б) установления технологического режима эксплуатации скважин;
в) рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию;
11. Т 1 - Неоднородность продуктивных пластов (понятие о микронеоднородности и макронеоднородности)
Размеры пор в продуктивных пластах весьма разнообразны. Выделяются капиллярные и субкапиллярные поры. К первым относятся поры размером больше 0,001 мм (>1 мкм), а по вторым - поры диаметром меньше 0,001 мм (мкм). Жидкость движется только по капиллярным порам, в субкапиллярных каналах она остается в неподвижном состоянии вследствие взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах. Движения жидкости может ее быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами.
В продуктивных пластах часто наблюдается трещиноватость, чаще в карбонатных коллекторах. Трещины имеют различную протяженность - от 0,01 - 0,15 до 10 - 20 м, раскрытость - от нескольких микрон до сантиметра, направленность - от бессистемных горизонтальных, наклонных до четно прослеживаемых по площади залежи вертикальных трещин и густоту - от 1 до 10 трещин на 1 м и более.
Очень важная характеристика коллекторов удельная поверхность пористой среды - отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды. Для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 500-1000 см2/см3 породы, а для алевролитов, полимиктов и слабопроницаемых карбонатов достигает 10000-30000 см2/см3.
Одна из самых важных характеристик микроструктуры пористых сред нефтеносных пластов — смачиваемость их поверхности. Подавляющая часть продуктивных пластов преимущественно гидрофильна т.е. смачиваема водой. Однако, иод действием некоторых компонентов нефти асфальтенов, происходит частичная гидрофобизация поверхности пор. Поэтому считается, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной, частично гидрофобной) смачиваемостью. Изменчивость, размеров пор и как следствие, ее изменчивость удельной поверхности пористой среды и смачиваемость называются микронеоднородностью. Это основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.
Макронеоднородность нефтяных пластов, часто называемая просто неоднородностью нефтяных пластов, представляет собой свойство нефтяного пласта коллектора, обусловленное изменением его литологических свойств и изменчивостью его параметров по объему продуктивного пласта. Различаются три основных вида неоднородности пластов - коллекторов - расчлененностью пластов непроницаемыми проиластками и линзами, изменчивостью проницаемости но объему пласта и неравномерностью свойств пласта по простиранию.
Нефтеносные пласты, в силу изменившихся условий отложения осадке в при их образовании, представляют собой бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных песчаных (терригенных) или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. (Демонстрированы профили). Расчлененность пластов бывает столь велика, что в пределах разреза одной скважины в пласте выделяется до 10 20 пропластков. Из этого видно, насколько сложно строение нефтяных залежей и как трудно обеспечить полное дренирование всего объема залежи, особенно полный охват вытеснением нефти водой через нагнетательные скважины в добывающие.
Для определения макронеоднородности строят различные карты, профиля и схемы, наглядно характеризующих степень площадной и объемной неоднородности пласта. Основные из них - карты распространения зональных интервалов или слоев, выделяемых в продуктивном пласте на основании детальной корреляции, а также геологические профили, построенные в различных направлениях и увязанные с упомянутыми картами.
На них можно выделить три группы участков: непрерывную часть пласта, иолулинзы и линзы. Под линзами подразумеваются изолированные участки распространения зонального интервала, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами.
Полулинзами называют участки зонального интервала, открытые для поддержания пластового давления только с одной стороны. Непрерывная часть пласта имеет не менее двух выходов к контуру питания. Графическсе отображение неоднородности пласта в виде карт распространения зональных интервалов дает возможность наглядно оценивать степень неоднородности пласта.
Расчлененность пластов принято также выражать различными коэффициентами - песчанистости, расчлененности и др.
Коэффициент расчлененности Кр представляет собой отношение числа проницаемых прослоев во всех скважинах п к числу скважин N:
Коэффициент распространенности Ks коллектора характеризует изменчивость продуктивных слоев по площади залежи:
Коэффициент песчанистости Кп - это отношение суммы толщин проницаемых пропластков h к сумме общих толщин пласта во всех скважинах H:
Коэффициент относительной песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.
Коэффициент распространенности – Кs коллектора характеризует изменчивость продуктивных слоев по площади залежи:
где SK площадь коллектора, на которой встречается пропласток;
S - общая площадь пласта;
Коэффициент литологической связанности Ксв — отношение суммарной площади всех зон слияния Sce - к общей нефтенасыщеиной площади So пласта;
Эти характеристики неоднородности пластов, определяемые обычно но геофизическим данным, показывают, насколько сильно нефтенасыщенные пласты пронизаны непроницаемыми пропластками.
Важнейшим следствием расчлененности пласта является прерывистость. Отдельные проницаемые пропластки в продуктивных пластах иногда замещаются непроницаемыми породами и не прослеживаются между нагнетательными и добывающими скважинами. Это явление называется прерывистостью продуктивных пластов и оказывает огромное влияние на показатели работы нефтяных месторождений.
В качестве показателей прерывистости продуктивного пласта используются доли отношения объема непрерывной части пласта (Vнепр ), объема линз (Vлинз), объема полулинз (Vn/л) к общему объему (Vобщ).
Кроме того, степень прерывистости в зависимости от принятой системы разработки, местоположения скважин (нагнетательных и добывающих) и характера распространения пласта оценивается ~ коэффициентом воздействия и коэффициентом охвата процессом вытеснения или коэффициентом дренирования.
Через коэффициент дренирования учитывается прерывистость пласта и его влияние на дебиты скважины.
Коэффициент дренирования является характеристикой не только прерывистости продуктивного пласта, но и учитывает системы разработки залежи, поскольку его величина зависит от расстояния между скважинами и расстоянием между фронтами закачки и отбора.
Коэффициент дренирования определяется путем статистического анализа геолого-литологических профилей и карт распространения отдельных пропластков, определяется рабочая толщина при различных расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами, рассчитывается коэффициент песчанистости Kп.
L - расстояние между фронтом отбора и закачки.
К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.
Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор
,
где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.
Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности можно использовать число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке. Кроме этого, по мнению автора, совмещенные карты укажут, изменяется ли эффективная мощность за счет выклинивания отдельных прослоев или горизонта в целом (при его монолитности).
Под коэффициентом литологической связанности или слияния Кс понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. Этот коэффициент вычисляется по формуле:
,
где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).
Следует отметить, что несмотря на серьезные критические замечания в адрес указанных показателей, их используют довольно широко для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов.
Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено определять коэффициент выклинивания Кл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев коллекторов hвыкл от эффективной мощности hэф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.
.
При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев .
Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности Кв, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:
.
Кроме макро- и микронеоднородности, существуют также неоднородности других видов. Так, выделяются:
12. Т 1 - Гидродинамические расчеты при жестком водонапорном режиме при законтурном заводнении
При фильтрации жидкости в нагнетательных системах и добывающих скважинах наблюдается сложная динамика фильтрационных потоков. Ю.П. Борисов предложил использовать эту динамику как сумму двух видов потоков - плоскопараллельного и плоскорадиального вблизи добывающих скважин.
В гидродинамике принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией отбора - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление вблизи скважин - внутренним сопротивлением призабойной зоны. Такая схематизация позволяет достаточно точно описать динамику фильтрационных процессов в пласте При выводах формул гидродинамических расчетов дебитов и давлений приняты следующие условия:
- Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от
друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут
быть различны.
- Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда
одинаковы, но могут быть разными в рядах.
- Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.
- Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы. При законтурном заводнении:
Для составления системы уравнений используют метод электрогидродинамической аналогии, когда система расположения скважин представлена, как система внутренних и внешних сопротивлений внутренней цепи. На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Киргофа в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений
гипотетической нефтяной залежи.
При одностороннем воздействии на полосообразную залежь со стороны контура питания или ряда нагнетательных скважин давление на них может быть >, <, =
начальному пластовому давлению.
1. Если Рнаг = Рнач пл то влияние внешней области полностью изолируется и залежь эксплуатируется за счет энергии нагнетания воды.
В этом случае, закачиваемая вода полностью используется для вытеснения нефти и можно считать, что суммарный дебит нагнетательных скважин, равен суммарному дебиту эксплуатационных.
При рассматривании нами трех рядов законтурного заводнения имеем:
Тогда дебиты скважин при заданных периодах давлений или перепады давлений при заданных дебитах скважин определяются из следующих систем
уравнений:
где - Рн - среднее давление на линии нагнетания;
- давления на забое эксплуатационных скважин; - дебиты нагнетательных и эксплуатационных рядов;
Если залежь разрабатывается при естественном водонапорном режиме то вместо Рн берется начальное пластовое давление Рк, в этом случае давление Pк является переменным, его можно определить как давление на стенке укрупненной скважины по формулам упругого режима.
μо=μн/μв
- остаточная нефтенасыщенность; - количество связанной воды; — находят из уравнения методом последовательных подстановок.
2. Если на линии нагнетания давление превышает начальное пластовое давление на величину, т.е., то за линию нагнетательных
скважин будет уходить часть нагнетаемой в пласт водыПри этом необходимо учитывать упругие свойства пласта и жидкости за линией нагнетания. Расстояние от линии нагнетания, на котором в данный момент времени t не произошло повышение давления (условный контур питания Ly),
можно определить по формуле:
При нагнетании, превышающем отбор жидкости, дебиты эксплуатационных рядов, объем нагнетаемой в пласт воды QH и количество воды, уходящей за линию нагнетания Qy можно определить из системы
уравнений:
— давление на забое нагнетательных скважин;
- внутреннее сопротивление в призабойной зоне нагнетательных скважин.
Приведенные системы уравнений носят название формул Борисова.
13. Т 1 - Гидродинамические расчеты при жестком водонапорном режиме при внутриконтурном заводнении
При фильтрации жидкости в нагнетательных системах и добывающих скважинах наблюдается сложная динамика фильтрационных потоков. Ю.П. Борисов предложил использовать эту динамику как сумму двух видов потоков - плоскопараллельного и плоскорадиального вблизи добывающих скважин.
В гидродинамике принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией отбора - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление вблизи скважин - внутренним сопротивлением призабойной зоны. Такая схематизация позволяет достаточно точно описать динамику фильтрационных процессов в пласте При выводах формул гидродинамических расчетов дебитов и давлений приняты следующие условия:
- Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.
- Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы, но могут быть разными в рядах.
- Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.
- Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.
Рис.8.1. Схема полосообразной залежи с разрезанием на блоки
где : Рн1 и Рн2 – давления на забое нагнетательных скважин;
Р1, Р2, Р3, – давления на забое добывающих скважин;
Рн1, Рн2, Р1, Р5 – средние давления на линиях нагнетательных и добывающих скважин.
Для полосообразной залежи, где размещены два разрезающих нагнетательных ряда и 3 эксплуатационных ряда, при условии равенства отбора и закачки систему уравнений для определения дебита эксплуатационных рядов Q1, Q2, Q3, и нагнетательных рядов Qh1 и Qн2 можно записать в следующем виде:
Выражения для внешних сопротивлений имеют вид:
Для внутренних сопротивлений:
Из приведенной системы уравнений определяются средние давления на линии рядов добывающих скважин .
После этого можно определить дебиты рядов скважин:
В пятирядную систему добывающих скважин от каждого из разрезающих нагнетательных рядов скважин поступает только половина закачиваемой воды, поэтому:
Q1+Q2+Q3= 0,5 Qн1+0,5 Qн2
При учете изменения фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой при внутриконтурном заводнении можно считать, что вначале вокруг каждой нагнетательной скважины образуется круговая зона с радиусом rf и нефтенасыщенностью zf,+S0H, где S0H - остаточная нефтенасыщенность при бесконечно долгой промывке. Величина zf определяется по известной формуле:
Зависимость дебита скважин от перепада давления Рн-Рэ между нагнета тельными и добывающими скважинами определяется по следующей формуле:
L – расстояние между нагнетательными и эксплуатационными рядами;
2σ – расстояние между скважинами в ряду;
rφ – текущее положение фронта нагнетательной воды;
rсн, rсэ – радиусы нагнетательных и эксплуатационных скважин.
Внутриконтурный разрезающий ряд нагнетательных скважин для быстроты освоения процесса заводнения может быть вначале введен в эксплуатацию при освоении половины нагнетательных скважин под закачку жидкости и половины - под отбор. Поэтому до формирования сплошного фронта заводнения на линии нагнетания будет работать ряд чередующихся добывающих и нагнетательных скважин. При условии их равнодебитности дебит каждой из скважин или период давления между ними можно определить по формуле:
, где
2σ - расстояние между скважинами в нагнетательном ряду.
Для круговой залежи, работающей при законтурном и внутриконтурном заводнении при размещении рядов скважин соответственно схеме, осуществляется тот же порядок расчетов для определения дебитов, как и в предыдущем случае. Изменяются только выражения для внешних сопротивлений.
Для внутренних сопротивлений следует заменить S на периметр соответствующего кругового ряда 2pRi.
При работе отдельной нагнетательной скважины (очаговое заводнение) внешнее сопротивление определяется по формуле:
14. Т 1 - Коэффициент нефтеотдачи, коэффициет охвата и коэффициент вытеснения при заводнении
Нефтеотдача Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте. Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:
,
, где
ηпр – проектный коэффициент нефтеизвлечения
η – текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения
Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам.
Qизв – извлекаемые запасы нефти
Qбал – балансовые запасы нефти
∑Qн – накопленный отбор нефти
В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:
=выт охв зав . охв выт
где:
Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.
Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.
Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.
Уже из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин "коэффициент нефтеотдачи" можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.
Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов - количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объе му пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи г) от времени t. Если tK - момент окончания разработки пласта, то Г)к - конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому гео логическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количе ства извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным ее геологическим запасам в группе месторожде ний, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеот дачей - отношение извлеченной из пласта нефти в конце раз работки к геологическим запасам.
Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.
Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.
15. Т 1 - Влияние прерывистости на плотность сетки скважин.
Макронеоднородность нефтяных пластов, часто называемая просто неоднородностью нефтяных пластов, представляет собой свойство нефтяного пласта – коллектора, обусловленное изменением его литологических свойств и изменчивостью его параметров по объему продуктивного пласта. Различаются три основных вида неоднородности пластов – коллекторов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по объему пласта и неравномерностью свойств пласта по простиранию.
Проведенными исследованиями было установлено: для гидродинамически единых однородных пластов наблюдается очень слабая зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин. В нефтеносных пластах, обладающих сложно выраженной зональной неоднородностью, прерывистостью, линзовидностью, расчлененностью и многопластовостью наблюдается значительная зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин, причем эта зависимость тем сильнее, чем выше неоднородность продуктивного пласта. Наиболее важным показателем неоднородности является прерывистость продуктивного пласта.
Влияние прерывистости на плотность сетки скважин
На рисунке показана зависимость между коэффициентом дренирования и расстоянием между фронтами отбора и закачки. Так как в принципе всегда можно приблизить фронт закачки до расстояния между скважинами, эти зависимости можно рассматривать как влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу.
Принципиальной трудностью при определении оптимальной плотности сетки скважин и оптимального размещения скважин является то, что решить достаточно надежно эту задачу можно только зная достаточно точно неоднородность продуктивного пласта, а это можно узнать только при разбуривании пласта достаточно большим количеством скважин. Неточность и неопределенность информации о пластах ее ограниченность, при окончании разведки месторождения и вводе нефтяного месторождения в разработку заставляют применять двухстадийное, а иногда и многостадийное разбуривание месторождений – бурение первоначальных редких сеток скважин и последующего их избирательного уплотнения с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти.
Первичная схема скважин устанавливается очень ориентировочно практически произвольно, поэтому она никогда не будет оптимальной. Однако ошибка в сторону принятия более редкой сетки, по сравнению с оптимальной, легко устраняется путем бурения дополнительных скважин, а ошибка в сторону принятия более плотной сетки – непоправима. Следовательно, корректировка сетки скважин возможна только в сторону ее уплотнения, поэтому первичная сетка должна быть достаточно редкой. Она должна обеспечивать ввод эксплуатационного объекта в разработку и достижение достаточно высокого темпа отбора извлекаемых запасов нефти. Добывающие и нагнетательные скважины первичной сетки скважин образуют соответствующую систему разработки, которая и обеспечивает планируемый отбор нефти. Первичная сетка скважин должна удовлетворять следующим требованиям:
а) обеспечить достаточно высокие темпы отбора нефти из пласта;
б) создать основу эффективной системы заводнения нефтяного пласта;
в) обеспечить достаточно полную информацию о нефтяных залежах;
г) запасы нефти, приходящиеся на 1 скв. (параметр Крылова), должны быть значительными, чтобы было экономически допустимо дальнейшее уплотнение сетки скважины.
Второй этап разбуривания – это бурение дополнительных скважин. Их число и размещение определяются в проектных документах на базе дополнительной информации о продуктивных пластах, полученной в результате разбуривания первичной сетки скважин. Как правило, дополнительные скважины второго этапа бурения должны закладываться избирательно, исходя из особенностей геолого-литологического строения залежей и характера разработки пластов. Бурение преследует следующие цели:
а) уплотнение первичной сетки скважин с целью приближения к «оптимальной», устанавливаемой по тому или иному критерию оптимальности (как правило, технико-экономический);
б) необходимость разукрупнения эксплуатационных объектов, если оказывается, что выбранный в первой технологической схеме разработки эксплуатационный объект не обеспечивает эффективную выработку запасов нефти из отдельных пластов и пропластков. При этом, разукрупнение может происходить или только в сфере нагнетания, путем организации раздельной закачки по отдельным элементам эксплуатационного объекта, или одновременно в сфере добычи, т.е. выделение того или иного элемента объема разработки в самостоятельный;
в) необходимость ввода в разработку оставшихся не разбуренными малопродуктивных участков пласта, решение о вводе в разработку которых по разным причинам (главным образом, экономическим) не было принято. При составлении технологической схемы разработки из-за отсутствия информации невозможно выяснить целесообразность разработки подобных, «сомнительных» участков, и решение об их разработки, как правило, откладывается до следующих проектных документов. К таким участкам обычно относятся зоны малых толщин, водонефтяные зоны, подгазовые зоны, зоны ухудшенной проницаемости и т. д.;
г) необходимость создания окончательной системы заводнения нефтяного пласта, обеспечивающий отбор пластовых объемов жидкости из пласта и охват процессом вытеснения всех элементов эксплуатационного объекта;
д) получение дополнительной информации о нефтяных залежах и, что особенно важно, о характере выработки запасов из отдельных элементов эксплуатационного объекта.
Таким образом, дополнительные скважины решают одновременно две задачи – интенсификацию добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пласта. Дополнительные скважины, которые должны, в основном, увеличивать нефтеотдачу пласта называются резервными скважинами, они обычно составляют 20-30% от числа скважин первичной сетки.
Примерные рекомендации по выбору плотности сетки скважин (га/скв.) на ранних стадиях проектирования разработки нефтяных залежей с учетом прерывистости пластов и вязкости нефти даны в таблице:
|
Группы объектов по степени прерывистости пластов (коэф. песчанистости) |
Группы объектов по величине вязкости нефти в пластовых условиях, Мпа·с |
Относительное число резервных скважин (% от числа скважин основного фонда) |
||
|
менее 2,5 га/скв |
2,5-5,0 га/скв |
5,0-40,0 га/скв |
||
|
Непрерывные Кп = 0,95-0,80 |
42-36 |
36-30 |
30-24 |
До 10 |
|
Прерывистые Кп = 0,80-0,65 |
36-30 |
30-24 |
24-20 |
10-20 |
|
Сильно прерывистые Кп=0,65-0,50 |
30-24 |
24-20 |
20-16 |
20-30 |
16. Т 1 - Гидродинамические расчеты при площадной системе разработки.
При фильтрации жидкости в нагнетательных системах и добывающих скважинах наблюдается сложная динамика фильтрационных потоков. Ю.П. Борисов предложил использовать эту динамику как сумму двух видов потоков - плоскопараллельного и плоскорадиального вблизи добывающих скважин.
В гидродинамике принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией отбора - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление вблизи скважин - внутренним сопротивлением призабойной зоны. Такая схематизация позволяет достаточно точно описать динамику фильтрационных процессов в пласте При выводах формул гидродинамических расчетов дебитов и давлений приняты следующие условия:
- Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.
- Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда динаковы, но могут быть разными в рядах.
- Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.
- Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.
Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при площадных системах заводнения
Площадное заводнение, как более интенсивное, применяется для разработки залежей нефти с низкими значениями соотношения К/μн.
Пятиточечная система заводнения
При этой системе nэ/nн=1. Расстояние между добывающими скважинами при площади элемента F равно , а расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами равно . Дебит добывающей скважины определяется по формуле:
и этой Если учитывать изменение фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой, то дебит нефти или перепад давлений определяется по формуле:
, где
r фронт.
Семиточечная система площадного заводнения
При этой системе пэ/пн=2. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами одинаково и при площади элемента F равно:
Дебит добывающей скважины определяется формулой:
При учете изменения фильтрационных сопротивлений:
При этой системе пэ/пн=2. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами одинаково и при площади элемента F равно:
Дебит добывающей скважины определяется формулой:
При учете изменения фильтрационных сопротивлений:
Девятиточечная система площадного заводнения
При этой системе nэ/nн=3. Расстояние между добывающими скважинами равно 0,5. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами в углах квадрата , в середине стороны – 0,5.
Дебит нагнетательной скважины определяется по формуле:
R – отношение дебита угловой эксплуатационной скважины к дебиту боковой.
При учете изменения фильтрационных сопротивлений:
17. Т 1 - Влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения
Заводнение нефтяных месторождений самый распространенный вид воздействия на пласт.
Широкое распространение заводнения нефтяных месторождений во всем мире обусловлено следующими факторами:
доступностью и невысокой стоимостью воды;
относительной простотой технологии нагнетания воды;
простотой технологического обслуживания;
относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.
В связи с этим заводнение нефтяных месторождений еще длительное время будет одним из ведущих методов воздействия на пласты. Заводнение применяется с целью вытеснения нефти водой, поддержания при этом пластового давления на заданном уровне, позволяет увеличить конечную нефтеотдачу пластов по сравнению с режимом растворенного газа во всем диапазоне геолого-физических условий.
Эффективность процесса вытеснения нефти водой из нефтеносных пластов зависит от их геолого-физических свойств, его свойств нефти и воды, и условий извлечения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, на показатели извлечения нефти из пластов при заводнении наиболее сильное влияние оказывают:
- соотношение вязкостей нефти и воды
- неоднородность пластов по проницаемости, средняя проницаемость и
расчлененность;
- гидропроводность пласта
h - толщина пласта;
температура пласта;
относительные размеры водонефтяных зон;
микронеоднородность пористой среды, нефтенасыщенность и капиллярные
силы;
плотность сетки скважин;
система заводнения.
По основным месторождениям Урало-Поволжья методом многофакторного корреляционного анализа было изучено влияние этих факторов на нефтеотдачу пластов при их заводнении. Эти объекты, приуроченные к терригенным коллекторам, находились на поздней стадии разработки с высокой обводненностью продукции и разрабатывались на водонапорном режиме. Из 50 исследованных объектов 18 разрабатывались при внутриконтурном заводнении, 15 - при законтурном заводнении и 17 - в условиях естественного водонапорного режима. Средняя плотность сетки скважин в пределах начального контура нефтеносности по разным объектам составила от 10 до 70 га/скв.
Относительное влияние различных геолого-физических и технологических факторов на нефтеотдачу пластов при характерных для месторождений Урало-Поволжья диапазонах изменения этих параметре в показано ниже:
Таблица 16.1
Влияние некоторых факторов на нефтеотдачу пласта
|
Фактор |
Его влияние на нефтеотдачу, % |
|
Соотношение вязкостей нефти и воды 1 →25 |
-21,1 |
|
Средняя проницаемость 0,15→ 2,5 мкм2 |
+15,4 |
|
Температура 25→ 75°С |
+7,0 |
|
Эффективная нефтенасыщенная толщина 3→ 20 м |
+6,0 |
|
Коэффициент песчанистости 0,55 → 0,95 |
+6,0 |
|
Относительные запасы водонефтяной зоны 25 → 100% |
-5,6 |
|
Нефтенасыщенность 0,75 → 0,95 |
+3,6 |
|
Плотность сетки скважин 10-60 га/скв. |
-3,0 |
|
Система заводнения (естественное заводнение → блоковая система) |
+2,2 |
|
Темп разработки (добыча жидкости от геологических запасов) 2,5→ 7,5% |
+0,6 |
Из таблицы видно, что в абсолютном выражении наиболее сильно влияют на величину нефтеотдачи соотношение вязкостей нефти и воды, и увеличение средней проницаемости пласта. Значительно влияет также на повышение нефтеотдачи увеличение температуры, эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициента песчанистости, значение которого тесно связано с величиной прерывистости продуктивного пласта. Существенно снижает значение нефтеотдачи сосредоточение значительной доли запасов в водонефтяных зонах.
Из таблицы также видно, что самое большое влияние на нефтеотдачу оказывают природные факторы, роль технологических факторов менее значительна. Это значит, что возможность повысить эффективности разработки применяя обычные технологические приемы ограничена.
Влияние геолого-физических и технологических факторов существенно различно на различных стадиях разработки, одни факторы значительно влияют вначале разработки нефтяной залежи, роль других особенно велика в поздней стадии разработки.
Таблица 16.2
|
Факторы |
Отбор жидкости из пласта |
|
|
0,5 от объема пор. |
1,5 от объема пор. |
|
|
Соотношение вязкости нефти и воды |
-40,6 |
-18,5 |
|
Средняя проницаемость |
+20,0 |
+21,3 |
|
Плотность сетки |
-5,0 |
-8,1 |
|
Песчанистость |
+19,0 |
+36,8 |
|
Водонефтяные зоны |
-6,3 |
-10,4 |
|
Средняя толщина пласта |
- |
+4,9 |
Из таблицы видно, что роль относительной вязкости нефти на первых двух стадиях разработки является доминирующей. В завершающей стадии разработки роль вязкости нефти снижается, но остается значительной. Роль коэффициента иесчанистости, связанного с прерывистостью пластов и косвенно выражающего неоднородность пласта, наоборот, возрастает к а поздних стадиях разработки.
Следует отметить, что сравнительно небольшое влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин объясняется тем, что нефтяные залежи, использованные для многофакторного корреляционного анализа характеризовались сравнительно однородными высокопроницаемыми терригенными пластами, содержащими большей частью маловязкие нефти. При анализе эксплуатационных объектов с разными коэффициентами песчанистости (прерывистости) пластов устанавливается значительно большее влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов сложного строения. Аналогичную тенденцию следует ожидать и с увеличением вязкости пластовой нефти.
Следовательно, неблагоприятные природные условия залежей, снижающие конечную нефтеотдачу, частично можно компенсировать применением более плотных сеток скважин.
С помощью многофакторного анализа также установлено, что блоковье системы заводнения по сравнению с законтурными увеличивают нефтеотдачу пластов незначительно (на 2-2,5%), но темпы разработки повышают в 1,5-2 раза.
Зная влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей можно уже на ранней стадии изучения нефтяного месторождения осуществить прогноз эффективности заводнения по специальным статистическим моделям, полученным методом многофакторного корреляционного анализа.
Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья и некоторых месторождений Западной Сибири с терригенными коллекторами рекомендуется следующая статистическая модель:
= 0,195-0,0078µо + 0,082ℓgK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп –
- 0,054Qвнз + 0,275Sн – 0,00086S .
Здесь,
К - средняя проницаемость в дарси,
t0 - начальная пластовая температура в °С,
h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,
Кп - коэффициент песчанистости, доли единицы,
Qeнз- отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи,
Sn - начальная нефтенасыщенность пласта,
S - плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин.
Коэффициент множественной корреляции приведенного статистического уравнения равен 0,886. Показатели, включенные в это уравнение контролируют 78,6% фактической изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадратичная погрешность определения коэффициента нефтеотдачи пластов составляет ± 0,04.
Для месторождений Урало-Поволжья с карбонатными коллекторами имеется следующая статистическая модель:
= 0,405 - 0,0028µн + 0,052ℓgK · 103 + 0,139Кп – 0,15Кр – 0,00022S
В этом уравнении
Кр- коэффициент расчлененности,
н - вязкость нефти в пластовых условиях, сп;
остальные обозначения прежние.
Наиболее важными факторами являются проницаемость и вязкость пластовой нефти. Часто это два фактора объединяют в один – отношение которое называется подвижностью нефти.
Для выбора системы разработки с учетом геолого-физической характеристики залежи можно пользоваться следующей таблицей 17.3:
Таблица 16.3
Выбор системы разработки по основным геолого-физическим характеристикам залежи
|
Основные геолого-физические характеристики |
Система разработки |
||||
|
Вязкость нефти в пл. усл. мПа*с |
Подвижность мкм2/мПа*с К |
Песчан истость пласта Kп |
Плотность сетки скв. га/скв. |
Размещение скважин |
Система заводнения |
|
0,5-5,0 |
До 0,1 |
0,5-0,65 |
16-32 24 |
Рядная, площад. 1- 3 ряда, 5-7 точ. |
Линейная с очаговой, площадная |
|
0,65-0,80 |
20-36 28 |
Рядная,3 ряда |
Линейная с очаговой |
||
|
более 0,80 |
24-40 32 |
Рядная,3-5 рядов |
Линейная с очаговой |
||
|
Более 0,1 |
0,5-0,65 |
24-40 32 |
Рядная,3 ряда |
Линейная с очаговой |
|
|
0,65- 0,80 |
28-40 36 |
Рядная,5 рядов |
Линейная с очаговой |
||
|
Более 0,80 |
33-49 42 |
Рядная,5 рядов |
Линейная с очаговой |
||
|
5,0-40,0 |
До 0,1 |
0,5-0,55 |
12-24 18 |
Площадное, 5-7-9 точечное |
Площадная |
|
0,65-,80 |
18-28 23 |
Рядное, 1-3 ряда. Площадное, 5-7-9 точечное |
Линейная с очаговой. Площадная |
||
|
Более 0,80 |
22-33 24 |
Рядное, 3 ряда. Площадное, 5-7-9 точечное |
Линейная с очаговой. Площадная |
||
|
Более 0,1 |
0,5-0,65 |
16-28 22 |
Рядное, 1-3 ряда. Площадное, 5-7-9 точечное |
Линейная с очаговой. Площадная |
|
|
0,65- 0,80 |
22-32 27 |
Рядное, 1-3 ряда. |
Линейная с очаговой |
||
|
Более 0,80 |
26-36 31 |
Рядное, 1-3 ряда. |
Линейная с очаговой |
18. Т 1 - Газовая залежь как единое целое понятие об удельных объемах дренирования
На начальных этапах развития теории разработки нефтяных и газовых месторождений существовало представление об ограниченном радиусе действия (влияния) скважин. Принималось, что газовые скважины необходимо располагать на расстоянии, не превышающем двойного радиуса действия скважин с целью более полного извлечения газа.
В настоящее время доказано, что теоретически (пренебрегая темпами, сроками разработки, КИГ) любое газовое месторождение можно выработать одной скважиной.
В 1948г. был проведен эксперимент на Султангуловском месторождении (Лапук Б.Б.) с целью исследования особенностей перераспределения пластового давления в залежи. Были остановлены все эксплуатационные скважины.
Устьевые давления по всем скважинам регулярно замерялись через определенные промежутки времени. В начале наблюдалось значительное понижение пластового давления в центральной части залежи. Закрытие скважин привело к перераспределению пластового давления . Газ из периферийных участков стал притекать в центральную зону. В результате этого давления на периферийных участках падало, а в центральной части залежи повышалось.
Отбор газа из газовой части залежи приводит к падению давления и в водоносной части пласта, что подтверждается замерами давлений или уровней воды в пьезометрических скважинах. Падение давления в области газоносности, при отсутствии экранов, приводит к поступлению воды в газовую залежь.
Таким образом, газовая залежь вместе с окружающим её водоносным пластом (или группой залежей) представляет собой единую гидродинамическую систему.
Тем неменее в теории проектирования и разработки месторождений природных газов используется понятие об удельных объемах дренирования.
Введение понятий о “ средней “ скважине и других объемах дренирования позволяет эффективно определять показатели разработки при газовом и водоносном режимах.
Рассмотрим пласт прямоугольной формы, однородный по коллекторским свойствам и разрабатываемый равно дебитными скважинами. Выделим нейтральные линии тока - и - (рисунок 20.).
Рис. 20.
Принимаем, что весь газ из точки “ а ” притекает к скважине 1, а из точки “ b ” к скважине 2, т. е. каждая скважина дренирует объем залежи, ограниченный нейтральными линиями тока.
Пусть распределение давления в рассматриваемом пласте на некоторый момент времени имеет вид (рис. 21а).
Представим, что скважина 2 остановлена. Через некоторое время распределения давления в пласте будет иметь вид (рис. 21б). То есть, отключение скважины привело к перераспределению удельного объема дренирования. Нейтральная линия тока - проходит через скважину 2.
Если скважину 2 не останавливать, а уменьшить её дебит по отношению к скважинам 1 и 3, то это также приводит к перераспределению давления в пласте. Удельный объем дренирования скважины 2 уменьшается, а скважины 1 и 3 увеличится (рис. 21в).
Рис.21.
Таким образом, понятие об удельных объемах дренирования в целом не противоречит принципу единой гидродинамической системы газовой залежи.
Введение понятий « средней » скважины и удельных объемов дренирования позволяет достаточно эффективно определять показатели разработки месторождений природных газов при газовом и водонапорном режимах, а так же оценивать выработку запасов отдельных участков разрабатываемого месторождения.
Упругость или давление насыщенных паров характеризует сопротивление изменению объема газа при изменении давления и создается тепловым движением молекул вещества в паровой фазе при определенной температуре.
Давление или упругость насыщенных паров чистого вещества – функция t0 .
При повышении температуры жидкости – упругость увеличивается за счет перехода части жидкости в парообразное состояние. С переходом всей жидкости в парообразное состояние давление повышается за счет объемного расширения газа.
Благодаря тепловому движению молекул газ оказывает давление на стенки заключающего его сосуда. Молекулы газа, сталкиваясь со стенками сосуда, передают или некоторый импульс, изменение которого определяет действующую силу.
Если отнести силу, действующую со стороны газа (или жидкости), к единице поверхности стенки, то получим давление P, оказываемое на стенки сосуда – упругость данного газа, измеряющегося в МПа или кг·с/см2.
Если углеводороды находятся в смеси, то общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента. Как правило, упругость паров компонента повышается с увеличением общего давления. Это влияние мало при низких давлениях, но сильно возрастает при высоких. У индивидуального углеводорода в чистом виде упругость есть функция только t0 , а у смеси еще и общего давления т. е.
.
На рисунке 2. приведена зависимость объема и упругости паров пропана при изотермическом сжатии (t=const).
Рис.2.
При сжатии от точки М до A имеется ненасыщенный (перегретый) пар. В точке A пар становится насыщенным и при дальнейшем сжатии переходит в жидкость при неизменном давлении. В точке B заканчивается переход пара в жидкость и дальнейшее сжатие приводит к резкому увеличению давления при почти неизменном объеме.
Горизонтальный участок выражает упругость паров данной смеси (жидкости) при измененной температуре. Чем ближе t0 к критической, тем короче горизонтальный участок. На основе этих данных строят кривую упругости паров от t0 для данной жидкости (смеси) (Рис.3).
Рис.3.
Для смеси углеводородов взаимосвязаны три переменные: давление смеси Pсм (определяемая по ее составу), t0 и упругость паров. В этом случае вводится константа равновесия, представляющая отношение упругости паров индивидуального углеводорода Q к давлению смеси Pсм.
.
Упругость паров жидкой смеси определяется по закону Рауля и зависит от упругости паров каждого компонента и их молярных концентраций. Парциальное давление каждого компонента определяется как произведение его молярной концентрации на упругость паров в чистом виде Pi = xi Qi .
Сумма же парциальных давлений компонентов равна общему давлению над смесью
.
19. Т 1 - Коэффициент газоотдачи при газовом режиме и режиме вытеснения газа водой
Под режимом газового месторождения понимается проявление движущих сил в пласте, обусловливающих приток газа к забоям скважин.
Существуют два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный.
При газовом режиме приток газа к забоям скважин обусловливается упругой энергии сжатого газа. Газовый режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная и подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует (залежь запечатана).
При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная и подошвенная вода. Со временем это приводит к уменьшению газонасыщенности парового объема газовой залежи.
Газоотдача при газовом режиме
Газо – и компонентоотдача пласта зависит от геологических, технологических и экономических факторов.
Если разработка некоторого месторождения экономически оправдана из конечного пластового давления , то извлекаемые запасы газа равны:
. (1)
Тогда конечный коэффициент газоотдачи будет равен отношению .
С учетом уравнения (1) можно записать:
.
Определить по формуле (2) возможно, если режим месторождения газовый. При этом окончание разработки (т.е. ) определяется по экономическим показателям.
Из теории и практики разработки газовых месторождений получено, что зависит от глубины залегания месторождения, продуктивной характеристики () начального пластового давления, темпов отбора газа, расстояние до потребителя и других факторов.
На основе анализа эксплуатационных и фактических данных приводятся различные возможные коэффициенты газоотдачи.
Так при благоприятных геологических условиях (выдержанность пластов, хорошие коллекторные свойства) и высоких нач ( 5 МПа) можно ожидать до 0,97.
Для месторождения с сильной неоднородностью пластов, сложным геологическим строением, низким пластовым давлением, составляет 0,7 – 0,8. В целом, каждое конкретное месторождение характеризуется только ему присущими особенностями и конкретным .
Газоотдача при вытеснении газа водой
Большинство газовых месторождений приурочено к различным по активности водонапорным системам. При разработке таких месторождений происходит продвижение контурных или подошвенных вод в газонасыщенную область пласта.
Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что газ не полностью вытесняется водой. На при водонапорном режиме влияют различные факторы.
При исследовании керна в лабораторных условиях понятие коэффициент газоотдачи заменяют на коэффициент вытеснения (т.к. опыт идет при неизменном давлении, не учитывая ряд геологических факторов).
Под коэффициентом вытеснения газа водой, при неизменном опыта, понимается отношение количества извлеченного из керна газа к начальному его содержанию в образце породы.
Основные зависимости :
1. тем больше, чем больше начальное газонасыщение керна и чем
больше коэффициент пористости.
2. практически не зависит от соотношения коэффициентов и , а также от скорости вытеснения газа водой.
3. При увеличении давления опыта снижается. Также незначительно
снижается при увеличении глинистости пород.
4. Существенную роль оказывают каппилярные процессы. Скорости
каппилярной пропитки часто значительно превосходят скорости вытеснения газа водой. снижается.
5. Значительную роль оказывает степень неоднородности пористой среды по коллекторским свойствам. Чем больше микро и макро неоднородность, тем меньше коэффициент газоотдачи или обводненного объема пласта.
6. зависит от . Чем меньше , тем больше .
В результате лабораторных исследований получено, что (или ) для обводненных газонасыщенных пород состовляет 0,5 – 0,9.
Для приближенной оценки при вытеснении газа водой используют формулу Ширковского, полученную по данным лабораторных исследований:
,
где:
- пористость пласта;
- начальная газонасыщенность.
Константы фазовых равновесий.
Константой фазовых равновесий или распределение i – го компонента в паровую и жидкую фазы Ki , называют отношение мольной доли i –го компонента в паровой фазе yi к мольной доле его в жидкой фазе xi :
.
Константа фазового равновесия может быть определена экспериментально и расчетным путем. Первый способ требует больших затрат времени, полученные константы равновесия нельзя использовать для другого состава исходной смеси.
Расчетный метод состоит в использовании уравнений газового состояния реальных газов для определения летучести компонентов. Летучесть представляет собой “исправленное” давление, после подстановки которого в уравнение для идеальных газов, они становятся пригодны для описания свойств реальных газов.
Для идеального однокомпонентного газа летучесть равна давлению, а для смеси идеальных газов – парциальному давлению компонента, т.е. летучесть:
.
Приближенно летучесть f = произведению коэффициента сжимаемости Z на давление паров смеси P:
.
Летучесть i – го компонента в равновесных паровой и жидкой фазах многокомпонентной смеси можно определяется из уравнений:
;
,
где:
- летучести компонентов в паровой и жидкой фазах;
- давление смеси газов;
- летучесть чистого компонента при t0 смеси;
, - молярные объемы i – го компонента в паровой и жидкой фазах;
- молярный объем i – го компонента в чистом виде при P и T.
Отношение в термодинамике фазовых превращений называется коэффициентом летучести , а отношение - коэффициентом активности . Константу фазовых равновесий определяют как отношение летучести компонента в паровой фазе к его летучести в жидкой фазе:
20. Т 1 - Геологические, технологические и технические факторы, влияющие на выбор технологического режима разработки.
Геологические условия проявления режима пластов
Геологические условия оказывают значительное влияние на возможность создания того или иного режима пласта, а также определяют характер его проявления.
Особое влияние на характер режима пласта и его эффективность оказывают проницаемость коллектора и угол наклона пласта, расстояние до выхода пласта на дневную поверхность, структура порового пространства, начальная насыщенность нефтью, водой и газом, а также вязкость нефти и пластовой воды.
Хорошая проницаемость коллектора и малая вязкость нефти являются основными факторами, способствующими развитию напорных режимов: водонапорного, упруго-водонапорного и газонапорного. Следует, однако, учитывать, что эти факторы, взятые отдельно от других, не могут служить основанием для прогнозирования одного из напорных режимов. Так, например, если участок пласта с хорошей проницаемостью и малой вязкостью нефти изолирован от законтурной области дизъюнктивными нарушениями, то здесь невозможно осуществление водонапорного или упруговодонапорного режима.
Когда залежь нефти расположена недалеко от выхода пласта на дневную поверхность, где происходит полноценное питание пласта атмосферными и поверхностными водами, соблюдаются условия благоприятствующие развитию водонапорного режима. Когда же залежь нефти удалена на сотни километров от выхода пласта, как это часто наблюдается на месторождениях Волго-Уральской провинции, создаются условия для развития упруговодонапорного режима.
При усиленном отборе жидкости, приводящем к снижению пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, при хорошей проницаемости коллектора возможен переход к газонапорному режиму или режиму растворенного газа. При крутом угле наклона пласта и малой вязкости нефти, пузырьки выделяющегося газа передвигаются в повышенную часть пласта, образуя там газовую шапку. При незначительном угле наклона пласта газ перемещается к забоям эксплуатационных скважин, способствуя тем самым развитию режима растворенного газа. Истощение энергии газа приводит к переходу режима пласта в гравитационный.
В случае разработки залежей с невысокой проницаемостью коллектора и большой вязкостью нефти, как правило, с самого начала эксплуатации развивается режим растворенного газа, переходящий в гравитационный (после истощения энергии пласта).
Одним из основных критериев эффективности того или иного режима является величина конечной нефтеотдачи пласта, выражаемая отношением извлеченных запасов нефти за весь срок эксплуатации объекта к начальным балансовым (или геологическим) запасам нефти. Наибольшим коэффициентом нефтеизвлечения характеризуются режимы, связанные с активным продвижением краевых вод (водонапорный и упруговодонапорный), наименьшим – режим растворенного газа. Это обусловлено более эффективным вытеснением нефти водой по сравнению с вытеснением нефти газом.
Основной причиной смены режима в процессе эксплуатации залежей нефти является снижение пластового давления и как следствие – недостаток запаса энергии. В результате режим сменяется на менее эффективный и происходит потеря в достижении конечного коэффициента нефтеизвлечения. Для повышения эффективности процесса разработки применяется ввод в пласт дополнительной энергии путем закачки воды или газа. Так например, путем закачки воды в законтурные зоны пласта на таких крупнейших месторождениях Урало-Поволжья, как Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское, Зольный Овраг, удалось перевести упруго-водонапорный режим в режим вытеснения нефти водой. Полученный в свое время опыт разработки месторождений данного типа, был распространен и на месторождениях Западной Сибири. (Ван-Еганское, Варь-Еганское). Достигаемая конечная нефтеотдача при этом близка к нефтеотдаче при водонапорном режиме.
Разработку залежей на естественном режиме принято называть первичным методом, разработку при закачке через систему нагнетательных скважин воды или газа называют вторичными методами.
Как показывает опыт разработки месторождений, благодаря повышению давления в пласте возможно обеспечение более высоких дебитов, сокращение числа эксплуатационных скважин, сроков разработки объектов. Что в конечном итоге влечет за собой более высокие технико-экономические показатели разработки месторождений.
Влияние геологических факторов
При эксплуатации газовых скважин с высоким дебитом может происходить разрушение призабойной зоны, из-за слабосцементированных, рыхлых коллекторов. Также силы сцепления породы разрушаются под действием больших градиентов давления, возникающих при движении газа к забою.
При разрушении твердые частицы, попадая на забой скважин, смешиваются с находящейся там жидкостью и при недостаточной скорости выноса образуют непроницаемые песчаные пробки, которые перекрывают часть вскрытого пласта. Разрушение призабойной зоны пласта фиксируется по выносу частиц песка и породы на поверхность. Кроме того, вынос песка приводит к истиранию подъемной колонны труб и поверхностного оборудования, а большие утечки газа приводят к открытому фонтанированию или грифонообразованию.
В этих условиях устанавливаются и поддерживаются в процессе разработки залежи технологические режимы эксплуатации газовых скважин при допустимых депрессиях на пласт.
Формула определения допустимой депрессии имеет вид:
, (1)
где:
- пластовое давление в районе рассматриваемой скважины в момент времени (t);
- забойное давление в районе рассматриваемой скважины в момент времени (t);
- допустимая депрессия.
При исследовании скважины при различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушение забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта.
Допустимая депрессия при разрушении газоносных пластов колеблется в широких пределах в зависимости от прочностных свойств пород.
Нефтегазоводоносные коллекторы по устойчивости условно делятся на:
Градиент давления для изучаемого коллектора определяется лабораторными или промысловыми исследованиями.
Если обозначить критический градиент давления газа в радиусе , то критический дебит определяется по формуле:
, (2)
где:
;.
Параметр должен быть определен для каждого газоносного пласта, способного разрушаться при эксплуатации скважин. Допустимая депрессия на пласт с учетом определяется по формуле:
, (3)
; .
где R- дебит скважины, R-критический дебит
При дальнейшей разработке месторождения и падении пластовых давлений в районе скважины забойное давление (дебит) в каждой конкретной скважине изменяется во времени так, чтобы выполнялось равенство (3).
Для увеличения предельного значения допустимой депрессии рыхлых коллекторах и предотвращения их разрушения предусматриваются работы по креплению призабойной зоны и установке специальных фильтров.
2. Образование языков конусов обводнения.
В месторождениях с активным водонапорным режимом и особенно когда газоводонефтяной контакт (ГВК) находится близко от нижних отверстий перфорации, дебит газа ограничивают вследствие опасности обводнения. Образование конусов подошвенной воды и прорыв краевой воды могут привести к существенному снижению проницаемости призабойной зоны.
Эксплуатация скважин с водой приводит к уменьшению дебита газа и увеличению количества воды, что способствует и коррозии оборудования. Поэтому при эксплуатации таких скважин следует установить дебит и депрессию на пласт при которой скважины не обводняются.
При обосновании технологических режимов эксплуатации газовых скважин при наличии подошвенных вод необходимо исходить из прогнозных расчетов с учетом возможности конусообразования. Исследования конусообразования показывают, что скорость подъема вершины конуса зависит от коллекторских свойств пласта, дебита скважины, степени её несовершенства.
Высоту поднятия конуса обводнения можно определить по формуле: (предложена Чарным И.А.)
,
где: - удельный вес воды в m/м3;
- относительная плотность газа по воздуху в пластовых условиях.
;
;
где:
- давление на контуре; - забойное давление кгс/см2.
Коэффициент определяется по графику.
, где - расстояние от кровли пласта до нижнего перфорационного отверстия;
- толщина пласта;
- радиус скважины.
Чтобы не допустить прорыва подземных вод, рекомендуется не допускать высоту подъема конуса более:
,
а величину допустимой депрессии:
.
Уменьшая дебит скважины по мере падения пластового давления, можно обеспечить длительный период безводной эксплуатации.
Следует отметить, что прорвавшийся уже на забой конус подошвенной воды или поступление контурных вод, т.е их прорыв не может быть ликвидирован остановкой скважин. Обычно в этом случае проводятся работы по изоляции обводнившихся пропластков.
Влияние технологических факторов
На забое в стволе скважин могут создаться условия благоприятные для образования гидратов. Особенно это относится к месторождениям, пластовая температура которых близка к равновесным условиям гидратообразования.
Например, в газовых месторождениях в районах западной и восточной Сибири пластовые температуры относительно низкие образование гидратов создает серьезные трудности при эксплуатации скважин, вызывая изменение их производительности в результате формирования гидратных пробок.
Поэтому принимают меры по их предотвращению.
С гидратообразованием приходится бороться путем периодической закачки в пласт ингибитора гидратообразования (метанола). Возможно предупреждение гидратообразований путем выбора безгидратной депрессии на пласт или безгидратного дебита эксплуатации скважин. Существуют методики расчетов – Каротаева Ю.П. , Кривошеина Л.Б.
2. при эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений одним из факторов, ограничивающих дебиты скважин, является наличие жидкости на забое. В таких случаях рекомендуется эксплуатировать скважины при таких дебитах, которые не меньше минимально необходимых для удаления жидкости с забоев. Иначе требуется применение плунжерного лифта или использование ПАВ для удаления жидкости из скважин.
3. Падение пластового давления при разработке газоконденсатной залежи приводит к выпадению в пласте конденсата.
Для сокращения потерь конденсата, увеличения конечного коэффициента конденсатоотдачи может осуществляться поддержание пластового давления путем закачки сухого газа или воды. В этом случае определяются оптимальные дебиты эксплутационных и расходы воды или газа нагнетательных скважин, а также изменение их во времени. Основным исходным условием является – достижение максимального коэффициента конденсатоотдачи.
4. В случае отсутствия поступления воды в залежь, технологические режимы определяются из условия наименьших не производительных потерь пластового давления.
При водонапорном режиме искомые дебиты скважин вычисляются в результате решения задач регулирования движения ГВК.
Влияние технических факторов.
Кроме факторов природного характера, влияющих на выбор технологического режима эксплуатации скважин, существуют ограничения чисто технического порядка, которые необходимо принимать во внимание. Наиболее распространены следующие факторы:
Вибрация фонтанного оборудования может привести к усталости материала и разрушению устьевой арматуры и забоя. Для устранения вибрации следует изменить частоту ее собственных колебаний путем уменьшения ее массы
Присутствие в газе СО2; Н2S и других возбудителей коррозии при определенных влажности газа, температуре и скоростях потока возможно интенсивное разрушение труб и оборудования. В данных случаях применяют ингибиторы коррозии.
При определенных скоростях движения по колонне НКТ газа ( 11м/с), содержащего углекислый газ, наблюдается эрозионно – коррозионные разрушения муфтовых соединений труб. Поддержание технологического режима эксплуатации скважин при скоростях движения газа по НКТ, не превышающих предельно допустимую скорость, позволяет предотвратить действие этого фактора.
Таковы основные факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин. Естественно, что все указанные ограничения не действуют одновременно на каждом месторождении. На каждом месторождении могут быть главные и второстепенные факторы, которые ограничивают дебит скважин. Руководствуясь этими факторами, в данный момент назначаются технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
Технологический режим эксплуатации скважин – составная часть системы разработки месторождения. Поэтому обоснование оптимального технологического режима скважин проводится одновременно с обоснованием других показателей системы разработки месторождения и обустройства промысла.
21. Т 1 - Методика расчетов фильтрации флюидов в неоднородных пластах
Процесс разработки нефтяных месторождений описывается системой дифференциальных уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуры расчетов на основе моделей называются методиками расчетов.
Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождений основаны на использовании двух фундаментальных законов природы — закона сокращения вещества и закона сохранения энергии, а также на целом ряде специальных законов фильтрации. Эти законы используются в виде уравнений неразрывности потока или в виде уравнений материального баланса.
Основным законом фильтрации является закон Дарси. Все известные законы фильтрации базируются на этом законе.
, где
V – скорость фильтрации жидкости, м/сек
k – проницаемость, м2
µ - вязкость жидкости, мПа*с
- градиент давления в рассматриваемой точке x
Физический смысл скорость фильтрации линейно и прямо пропорционально зависит от градиента давлений.
При фильтрации неоднородной жидкости или смеси жидкости и газа справедлив закон двухфазной фильтрации. Например, в случае совместной фильтрации нефти и воды формула закона фильтрации для прямолинейного движения записывается в следующем виде:
Где Vн, Vв – вектор скорости фильтрации нефти и воды
kн(S), kв(S) – относительные проницаемости для нефти и воды, зависящие от водонасыщенности S
Рн, Рв – давление для нефти и воды
График относительных фазовых проницаемостей имеет вид:
Рис.6.1.Относительные фазовые проницаемости
На оси абсцисс есть две характерные точки: Sce и S*. В точке S=Sce. относительная проницаемость для воды равна нулю, а в точке S=S* относительная проницаемость для нефти равна нулю кн(S)=0.
Вода, содержащаяся в пласте при S=Sce. дисперирована, раздроблена, занимает преимущественно углы между зернами породы, тупиковые поры. Такое же положение занимает остаточная нефть при S=S*x и вытесняться из пласта не может.
Аналогичные зависимости имеются для двухфазной фильтрации жидкости и газа. Наиболее сложным является процесс трехфазной фильтрации, когда в пласте происходит одновременная фильтрация нефти, воды и газа.
Методики расчетов в зависимости от количества фильтрующихся фаз подразделяются на: а) однофазные; б) двухфазные; в) трехфазные.
В зависимости от формы выделенного расчетного элемента методики гидродинамических расчетов делятся на:
а) одномерные;
б) двумерные;
в) трехмерные.
Современные методики расчетов бывают, как правило, двумерные трехфазные или трехмерные трехфазные. Возможность их применения зависит от надежности и полноты исходных данных и цели выполняемого гидродинамического расчета.
Некоторые свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов,
учитываемые при моделировании
При выполнении гидродинамических расчетов используются параметры, которые характеризуют свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов. Эти свойства определяют путем исследований глубинных образцов пород керна, отобранных из пластов глубинных проб нефти и газа. Кроме того, эти свойства можно определить путем отработки данных геофизических и гидродинамических исследований и других исследованиях.
Горные породы, залегающие в земной коре, и в том числе породы, слагающие нефтеносные пласты, находятся постоянно в напряженном состоянии.
σх, σу – боковое горное давление Рσ .
a - коэффициент бокового горного давления
В нефтегазоносных пластах, пористых и насыщенных жидкостями или газами, скелет породы находится под действием эффективного напряжения:
Рэф. = РГ – Рпл .
Экспериментально доказано, что такие важнейшие свойства горных пород как пористость (т) и проницаемость (к) зависят от величины эффективного напряжения.
Пластовые нефти — это сложные смеси углеводородов и других веществ. При добыче из нефтяных месторождений нефти фазовое состояние насыщающих пласт углеводородов изменяется - из нефти начинает выделяться газ.
Газ растворяется в нефти по закону Генри:
, где
Vгр – объем растворенного газа;
Vно – объем дегазированной нефти;
α - коэффициент пропорциональности;
p – давление
Если начальное содержание пластовых углеводородов таково, что на объем дегазированной нефти Vно приходится ограниченный объем растворенного газа Vгp , то при некотором давлении Рнас весь газ будет растворен в нефти. Это давление называется давлением насыщения нефти газом.
При разработке нефтяных месторождений очень важен разрыв между Рпл.нач и Рнас. При наличии газовой шапки Рнас близко к Рпл.нач.
Важнейшим свойством пластовых жидкостей является их вязкость (m), влияющая, согласно закону Дарси, на темпы извлечения из пласта нефти и газа. Вязкость нефти уменьшается с ростом температуры. Вязкость газов также изменяется в связи с изменением температуры и давления, хотя и не столь значительно, как вязкость нефти.
Вязкость нефти снижается при увеличении объема растворенного в ней газа. При наиболее распространенном водонапорном режиме, когда нефть вытесняется из пласта водой, на эффективность процесса оказывает очень большое влияние соотношение вязкостей нефти mн и воды me
При разработке нефтяных месторождений широко используется ряд комплексных характеристик пластов, учитывающих одновременно 2-3 основных свойства продуктивного коллектора, оказывающих влияние на процесс разработки: проницаемость, пористость, вязкость, упругоемкость, толщину пласта.
1. Коэффициент гидропроводности
, где
k – проницаемость пласта;
h - эффективная (работающая) толщина пласта;
µ - вязкость жидкости и газа.
Гидропроводность или коэффициент гидропроводности представляет собой наиболее емкую характеристику продуктивного пласта, определяющую его производительность.
2.Коэффициент проводимости или подвижности нефти, характеризующий подвижность жидкости в пластовых условиях в зависимости от ее вязкости (pi) и проницаемости пласта к :
3. Коэффициент пъезопроводности:
т - пористость пласта;
bж и bc - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды.
Коэффициент пьезопроводности характеризует скорость перераспределения давления в пласте.
22. Т 1 - Состав и классификация природных газов. Расчеты молекулярной массы, плотности и относительной плотности природных газов
Состав природных газов
В состав природных газов входят:
а) углеводороды — алканы CnH2n+2 и цикланы CnH2n;
б) неуглеводороды — азот N2, углекислый газ СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH;
в) инертные газы — гелий, аргон, криптон, ксенон.
Фазовые состояния
Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (МПа и К) являются реальными газами и составляют сухой газ.
Пропан (С2Н6), пропилен (С3Н6), изобутан (= С4Н10), нормальный бутан-(n=С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.
Углеводороды, начиная с изопентана (= С5Н12) и более тяжелые () при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.
Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н28), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.
Классификация природных газов
Природные газы подразделяют на три группы.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.
Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан - бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аr и др.
Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.
В зависимости от условия залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:
а) газовые - нет тяжелых углеводородов ( метан- 95-98%; относительная плотность
D » 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);
б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ(пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С5+ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, D » 1.1);
в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат(бензиновая, керосиновая, лигроиновая и иногда масляная фракции) ( метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, D » 0.7-0.9).
г) газогидратные - газ в твердом состоянии.
Метод Коротаева, Карпова
Метод Коротаева Ю.П. и Карповам А.К. - тип залежи определяется по соотношению в газе изобутана к нормальному бутану:
а)газовые - i-С4Н10 / n-C4H10 =g>1;
б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;
в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.
Газовые законы
закон Авогадро - 1кмоль газа при нормальных условиях ( р=760 мм рт. ст.; Т=00С) занимает объём 22.41м3;
закон Дальтона - аддитивности парциальных давлений pi
р= å рi ; (1.1)
закон Амаги - аддитивности парциальных объёмов vi
v=å vi . (1.2)
Определения:
аддитивным называется суммарное физическое свойство смеси, определяемое как сумма произведений молярных (объёмных) долевых концентраций компонентов в смеси на свойства этих компонентов;
парциальное давление компонента смеси pi - давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры;
парциальный объём компонента смеси vi- объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.
Параметры газовых смесей
Плотность газа в нормальных условиях определяется по закону Авогадро
r = М/22.41, кг/м3, (1.3)
где М - молекулярная масса, М=G/m.
Относительная плотность - плотность газа отнесённая к плотности воздуха rв при тех же значениях давления и температуры
. (1.4)
При определении относительной плотности надо иметь в виду, что стандартными условиями в физике считаются 00С и 0,1013МПа, а коммерческие расчеты в газовой промышленности приводятся к условиям t=200С и p=0,1013МПа. Соответственно, плотность воздуха в первом случае rв0= 1,293кг/м3, а во втором - rв0= 1,205кг/м3. Плотность воздуха при требуемом давлении определяется по формуле
rв = 1,1665р (1.4.1)
Для сравнительной характеристики газа удобнее использовать относительную плотность при нормальных физических условиях
D0=r0 / 1,293. (1.4.2)
Состав природного газа характеризуется концентрациями (содержанием) компонент, которые подразделяются на:
массовые gi=Gi /G;
молярные yi=mi /m;
объёмные xi=vi /v.
Здесь: i - номер компоненты; G,m,v - масса, число молей и объём; величины без индексов относятся к смеси.
При известных молекулярных массах компонент Мi и смеси М можно осуществить переход от объёмных концентраций к массовым и наоборот:
gi=xi Mi /M. (1.5)
При этом по закону Авогадро yi=xi.
При известных концентрациях и параметрах компонент средние характеристики смеси определяются следующим образом:
давление р=pi /xi (1.6)
объём v=vi /xi (1.7)
молекулярная масса M= å (xi Мi)/100=100/ å (gi /Mi) (1.8)
плотность r =100/ å (gi / r i)=100M/ å (xi Mi)/ ri= å (xi r i) (1.9)
В формулах (1.8, 1.9) концентрация дана в процентах.
Критические и приведённые термодинамические параметры
Критическим называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.
Критической Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость. Давление ркр, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических давлении и температуре. Для природных газов значения Ткр и ркр при известных параметрах компонент xi, pкрi, Ткрi определяются как среднекритические ( псевдокритические ).
Когда природный газ содержит меньше 10 об.% высококипящих углеводородов и неуглеводородных компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам:
pкр= å(Pкрi xi) , Ткр = å(Tкрi xi) (1.12)
Для газов газоконденсатных месторождений, а также газов, содержащих свыше 10 об.% тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов, формулы (12) дают погрешность. Поэтому необходимо использовать следующие формулы:
(1.12.1)
При отсутствии данных о компонентном составе фракций С7+ для газовых месторождений псевдокритические параметры этих фракций можно заменить критическими параметрами гексана. Для газоконденсатных месторождений псевдокритические параметры С7+ определяются по графикам в зависимости от молекулярной массы или можно использовать следующие зависимости:
(1.13)
Если компонентный состав газа неизвестен, псевдокритические параметры можно определить по относительной (по воздуху) плотности газа D.(при наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводятся поправки по правилу аддитивности с соответствующим знаком):.
а) газовые месторождения
pкр= 49.5 - 3.7D. [ aтa]; Ткр= 93 + 176D. [ oK] (1.14)
при 0.5£ D £0.9.
в) газоконденсатные месторождения
(1.14.1)
Кроме указанных соотношений критические параметры можно определить графически (рис. 1.1,1.2)
Часто в расчетах используют так называемые приведённые давления pпр и температуры Тпр:pпр=p/ pкр; Тпр=Т/Ткр.
23. Т 1 - Эффективность различных систем заводнения нефтяных пластов
Эффективность различных систем заводнения.
Законтурное заводнение в принципе может быть более эффективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытесняется пластовой совместимой водой. Однако опыт разработки показал, что у этой системы заводнения есть много недостатков. Из-за плохих свойств, пластов в приконтурных зонах и повышенной вязкости нефти в зоне ВНК приходилось бурить много лишних нагнетательных скважин. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от начальных извлекаемых запасов. Оно характеризуется также значительными оттоками воды за контур нефтеносности.
Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин «разрезается», а отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении.
Блоковые или рядные системы внутриконтурного заводнения.
При этих системах требуется разрезать нефтяные месторождения на блоки оптимальных размеров, и числов рядов добывающих скважин между двумя батареями нагнетательных скважин выбирается в зависимости от конкретной геолого-физической характеристики нефтяной залежи и необходимых темпов разработки. Чем меньше размеры блоков и число рядов добывающих скважин, тем выше интенсивность системы разработки нефтяной залежи. По сравнению с системами законтурного заводнения блоковые системы позволяют в 2-3 раза увеличить темпы добычи нефти, снизить расход нагнетаемой воды за счет уменьшения утечек ее в законтурную зону, ускорить ввод месторождения в разработку, сократить территорию промысла, подлежащую обустройству.
Исследование эффективности процесса заводнения с использованием многофакторного корреляционного анализа более чем по 50 эксплуатационным объектам Урало-Поволжья показало, что внутриконтурное заводнение улучшает текущие показатели разработки и повышает конечную нефтеотдачу пластов не менее чем на 5% по сравнению с законтурным заводнением.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что блоковые системы целесообразно применять при ширине залежей более 4-5 км, а также при меньшей их ширине, если залежи характеризуются пониженной проницаемостью коллекторов, резкой зональной неоднородностью продуктивных пластов, повышенной вязкостью нефти или ухудшением условий фильтрации на границах залежи.
Высокая эффективность блоковых систем разработки обусловила широкое распространение их во всех нефтедобывающих районах страны.
Площадное заводнение особенно эффективно применять при разработке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов. Площадные системы заводнения примерно в 2 раза интенсивнее пятирядной системы. Следовательно, применение площадной системы обеспечивает темп добычи пятирядной системы значительно меньшим числом пробуренных скважин. В настоящее время площадные системы осуществляются на многих месторождениях Западной Сибири, Удмуртии.
При заводнении нефтяных месторождений большое значение имеет вопрос о числе добывающих рядов между разрезающими рядами нагнетательных скважин. При низкой гидропроводности и большой прерывистости пластов наиболее рационально применение площадной и однорядной систем заводнения с самого начала разработки. В случае более высокой гидропроводности целесообразно осуществить трехрядную систему, имея в виду ее интенсификацию в дальнейшем созданием очагов заводнения. Это позволит в конечном итоге создать систему заводнения, наиболее полно отвечающую конкретным геолого-физическим особенностям строения залежи, причем интенсивность этой системы будет близкой к интенсивности площадной или однорядной.
Применение пятирядных систем целесообразно лишь при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов. Однако и в этом случае следует предусматривать возможность интенсификации системы разработки дополнительными разрезаниями месторождения, применением очагового заводнения. Многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных, слабо-прерывистых пластах.
В системах площадного заводнения, в которых центральная скважина элемента является нагнетательной, каждая из добывающих скважин расположена на границах элемента и одновременно дренирует несколько элементов системы площадного заводнения, от 2-х до 4-х. Соответственно добыча этих пограничных скважин складывается из притоков из 2-3-4-х элементов.
Интенсивность разработки каждого из элементов определяется приемистостью и объемом закачки в центральную скважину элемента. Исследования показали, что чем выше асинхронность, т.е. скорость разработки различных элементов площадного заводнения, тем быстрее обводняются добывающие скважины и ниже эффективность разработки залежи при площадном заводнении. Поэтому, стремятся чтобы темпы разработки каждого из элементов системы площадного заводнения были примерно одинаковы.
Первоначально в нашей стране применение заводнения связывалось в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения - законтурное заводнение. Впервые законтурная система заводнения была запроектирована в 1948 г. на Туймазинском месторождении при разработке девонских пластов Д7 и Д8. Законтурное заводнение в принципе может быть более эффективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытесняется пластовой совместимой водой. Однако опыт разработки показал, что у этой системы заводнения есть много недостатков. Из-за плохих свойств, пластов в приконтурных зонах и повышенной вязкости нефти в зоне ВНК приходилось бурить много липших нагнетательных скважин. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от начальных извлекаемых запасов. Оно характеризуется также значительными оттоками воды за контур нефтеносности.
Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин «разрезается», а отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении.
В начале 60-х годов были созданы блоковые или рядные системы внутриконтурного заводнения для разработки обычных нефтяных залежей. При этих системах требуется разрезать нефтяные месторождения на блоки оптимальных размеров, и число рядов добывающих скважин между двумя батареями нагнетательных скважин выбирается в зависимости от конкретной геолого-физической характеристики нефтяной залежи и необходимых темпов разработки. Чем меньше размеры блоков и число рядов добывающих скважин, тем выше интенсивность системы разработки нефтяной залежи. По сравнению с системами законтурного заводнения блоковые системы позволяют в 2-3 раза увеличить темпы добычи нефти, снизить расход нагнетаемой воды за счет уменьшения утечек ее в законтурную зону, ускорить ввод месторождения в разработку, сократить территорию промысла, подлежащую обустройству,
Исследование эффективности процесса заводнения с использованием многофакторного корреляционного анализа более чем по 50 эксплуатационным объектам Урало-Поволжья показало, что внутриконтурное заводнение улучшает текущие показатели разработки и повышает конечную нефтеотдачу пластов не менее чем на 5% по сравнению с законтурным заводнением.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что блоковые системы целесообразно применять при ширине залежей более 4-5 км, а также при меньшей их ширине, если залежи характеризуются пониженной проницаемостью коллекторов, резкой зональной неоднородностью продуктивных пластов, повышенной вязкостью нефти или ухудшением условий фильтрации на границах залежи.
Высокая эффективность блоковых систем разработки обусловила широкое распространение их во всех нефтедобывающих районах страны.
Площадное заводнение особенно эффективно применять при разработке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов. Площадные системы заводнения примерно в 2 раза интенсивнее пятирядной системы. Следовательно, применение площадной системы обеспечивает темп добычи пятирядной системы значительно меньшим числом пробуренных скважин. В настоящее время площадные системы осуществляются на многих месторождениях Западной Сибири, Удмуртии.
При заводнении нефтяных месторождений большое значение имеет вопрос о числе добывающих рядов между разрезающими рядами нагнетательных скважин. При низкой гидропроводности и большой прерывистости пластов наиболее рационально применение площадной и однорядной систем заводнения с самого начала разработки. В случае более высокой гидропроводности целесообразно осуществить трехрядную систему, имея в виду ее интенсификацию в дальнейшем созданием очагов заводнения. Это позволит в конечном итоге создать систему заводнения, наиболее полно отвечающую конкретным геолого-физическим особенностям строения залежи, причем интенсивность этой системы будет близкой к интенсивности площадной или однорядной.
Применение пятирядных систем целесообразно лишь при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов. Однако и в этом случае следует предусматривать возможность интенсификации системы разработки дополнительными разрезаниями месторождения, применением очаговогр заводнения. Многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных, слабопрерывистых пластах.
В системах площадного заводнения, в которых центральная скважина элемента является нагнетательной, каждая из добывающих скважин расположена на границах элемента и одновременно дренирует несколько элементов системы площадного заводнения, от 2-х до 4-х. Соответственно добыча этих пограничных скважин складывается из притоков из 2-3-4-х элементов.
Интенсивность разработки каждого из элементов определяется приемистостью и объемом закачки в центральную скважину элемента. Исследования показали, что чем выше асинхронность, т.е. скорость разработки различных элементов площадного заводнения, тем быстрее обводняются добывающие скважины и ниже эффективность разработки залежи при площадном заводнении. Поэтому, стремятся чтобы темпы разработки каждого из элементов системы площадного заводнения были примерно одинаковы.
24. Т 1 - Деструкция полимера (виды деструкции).
Деструкция полимеров – разрушение макромолекул под действием тепла, кислорода, света, механических напряжений, биологических и других факторов.
В подавляющем большинстве случаев деструкция полимера происходит одновременно в нескольких направлениях, и можно проследить лишь превалирующий процесс.
Столь же разнообразны и причины, вызывающие деструкцию полимеров. Процесс проходит под влиянием физических воздей ствий (тепла, света, радиации, механических напряжений) или хи мических агентов (кислорода, озона, воды, электролитов, раство ренных в воде). Обычно деструкция наблюдается под влиянием нескольких факторов, действующих одновременно (атмосферные воздействия, термоокпелнтельные воздействии, фотоокислитель ные процессы).
Устойчивость полимеров к внешним воздействиям неодинако ва, различен и характер их деструкции в одних и тех же усло виях. Степень деструкции в определенных условиях эксплуатации полимера определяется не только химической структурой боль шинства звеньев макромолекул, но и числом аномальных, особен но ненасыщенных, звеньев или аномальных присоединений их друг к другу, формой макромолекул, плотностью полимерной сетки или степенью кристалличности и даже формой кристаллов.
Термоокислительная деструкция – разрушение макромолекул при совместном действии температуры и различных окислителей, содержащихся в растворе полимера.
25. Т 1 - Дилатантные системы
26. Т 1 - Неньютоновская жидкость (определение). Начальный градиент давления сдвига.
27. Т 1 - Остаточный фактор сопротивления.
Сам ответ:
Остаточный фактор сопротивления – под остаточным фактором сопротивления понимается явления снижения подвижности воды, закачиваемой вслед за раствором полимера. Он обусловлен уменьшением проницаемости пористой среды в результате адсорбции и механического улавливания полимера пористой средой.
Численно остаточный фактор сопротивления Rост. равен отношению подвижной воды, закачиваемой до и после раствора полимера.
Адсорбция полимеров в пористой среде – собственно адсорбция (концентрирование адсорбируемого полимера на поверхности твёрдого тела под влиянием молекулярных сил поверхности адсорбента), а также механическое удержание полимерных частиц пористой средой.
«Вода»: - выбрать отсюда!
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Использование: в области нефтедобывающей промышленности, а конкретно, при разработке нефтяных залежей. Обеспечивает перераспределение фильтрационных потоков, извлечение нефти из зон, слабо охваченных воздействием, и предотвращение преждевременного обводнения добываемой продукции. Сущность изобретения: по способу залежь разбуривают пересекающимися рядами нагнетательных скважин. Ими образуют замкнутые контуры нагнетания. Внутри этих контуров размещают добывающие скважины с установлением зоны стягивания. Добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически. В каждый период в работу включает те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на тот период нагнетательных скважин. Нагнетают вытесняющий агент через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. В эти скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания и достигшие предельной обводненности, и в нагнетательные скважины в зоне влияния добывающих скважин закачивают химреагенты, повышающие фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон пласта.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздних стадиях эксплуатации месторождений.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменение отбора жидкости через добывающие скважины, причем закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины осуществляют одновременно с прекращением отбора жидкости через высокообводненные добывающие скважины, а в период полуцикла прекращения нагнетания вытесняющего агента производят форсированный отбор жидкости через добывающие скважины [1].
Известен способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий разбуривание ее пересекающими рядами нагнетательных скважин, образующих контур нагнетания и работающих попеременно, размещение добывающих скважин внутри контура нагнетания с образованием зоны стягивания, причем добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически так, что в каждый период в работу включают те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных скважин [2].
Недостатком способа является его невысокая эффективность вследствие того, что эффект циклирования работы скважин с периодической остановкой добывающих скважин не проявляется после образования промытых зон, основная масса вытесняющего агента фильтруется по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины, произвольно расположенные в коллекторе.
В основу настоящего изобретения положена задача создать высокоэффективный комплексный способ разработки нефтяной залежи, позволяющий за счет перераспределения фильтрационных потоков более полно извлечь нефть из зон, слабо охваченных воздействием, и предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.
Поставленная задача решается путем создания способа разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации, включающего разбуривание ее пересекающими рядами нагнетательных скважин, образующих замкнутые контуры нагнетания и работающих попеременно, размещение внутри контура добывающих скважин с установлением зоны стягивания, добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически так, что в каждый период в работу включают те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, причем, при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемыми включениями в добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания и достигшие предельной обводненности, и в нагнетательные скважины, расположенные в зоне влияния этих добывающих скважин, закачивают химреагенты, повышающие фильтрационное сопротивление обводненных высокопроницаемых зон пласта.
При разработке нефтяной залежи выделяют зоны с невыработанными запасами нефти, размещают в них пересекающиеся ряды нагнетательных скважине таким образом, что они образуют замкнутые контуры нагнетания. Размещают внутри контура нагнетания добывающие скважины с образованием зоны стягивания. Проводят циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, которые периодически и поочередно включают в работу и выключают. Через добывающие скважины ведут отбор нефти, они работают циклически - в каждый период времени работают те добывающие скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных скважин. За счет создания контура высокого давления потоки нефти движутся к центру, увеличивая ее добычу.
При разработке нефтяной залежи присутствие низкопроницаемых включений, расположенных произвольно относительно добывающих и нагнетательных скважин, не позволяет равномерно подвести фронт вытеснения к добывающим скважинам, расположенным в зоне стягивания. Также, закачиваемый вытесняющий агент по узкому пространству может прорваться в зону стягивания и преждевременно заводнить пласт. Для предотвращения указанных явлений устанавливают гидродинамическую связь между сильно обводненными добывающими скважинами и нагнетательными, расположенными в зоне влияния этих добывающих скважин, В добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания и достигшие предельной обводненности, и в нагнетательные скважины, расположенные в зоне влияния этих добывающих скважин, закачивают химреагенты, повышающие фильтрационное сопротивление. В качестве химреагентов могут быть использованы, например, полимердисперсные системы (ПДС), ПДС с хлоридом алюминия, гипано-солянокислотные смеси и другие, которые после закачки в неоднородные сильно обводненные пласты за счет повышения фильтрационного сопротивления в высокообводнившихся зонах позволяют изменить направление движения закачиваемого вытесняющего агента.
Закачку ПДС осуществляют по РД 39-5765678-259-88Р, ПДС с хлоридом алюминия по "Инструкции по применению технологии воздействия на водонефтяные пласты полимердисперсными системами с гелеобразующими композициями", водоизолирующей композиции, состоящей из многовалентных металлов и щелочного стока производства капролактама, по РД 39-202-2-94.
В промысловых условиях способ осуществляется следующим образом.
На конкретной залежи площадью 260 га размещают пять параллельных рядов нагнетательных скважин с расстоянием между рядами 550 м. Между рядами нагнетательных скважин через каждые 6 - 8 скважин размещают дополнительные ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно основным рядам нагнетательных скважин, которые с основными рядами образуют контур нагнетания. Внутри контура нагнетания располагают различное количество (20 - 30) добывающих скважин, на которых устанавливают забойное давление, близкое к давлению насыщения нефти газом. Внешняя граница этих добывающих составляет зону стягивания. Между контуром нагнетания и зоной стягивания размещают 15 - 25 добывающих скважин. Устанавливают циклический режим работы нагнетательных скважин, а режим работы части добывающих скважин зависит от режима работы нагнетательных скважин, т.е. в режиме циклического воздействия с остановками и повторными запусками нагнетательных и добывающих скважин.
При прогрессирующем обводнении любой добывающей скважины, указывающем на прорыв вытесняющего агента в направлении зоны стягивания, производится локальное воздействие на этот высокопроницаемый или трещиноватый участок путем закачивания реагентов, создающих остаточный фактор сопротивления для ограничения движения вытесняющего агента, в виде оторочек от 0,05 до 0,15 от объема пор. Закачку реагентов производят как в добывающие скважины, так и в нагнетательные, находящиеся в зоне влияния этих добывающих скважин. Количество закачиваемых реагентов определяют согласно действующим РД по закачке данных реагентов. Основными критериями технологии закачки химреагентов является приемистость скважин, толщина обводненного пропластка и давление нагнетания, превышающее не более чем на 25% начальное давление, но не выше давления опрессовки колонн.
Затем после закачки необходимого количества химреагентов нагнетательные и добывающие скважины работают в прежнем режиме.
Проведенные мероприятия приводят к выравниванию всего фронта вытеснения к зоне стягивания.
После нескольких лет разработки при обводненности нефти в добывающих скважинах более 80% производят уменьшение зоны стягивания до 5 - 10% добывающих скважин.
Заявляемое изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами: позволяет избирательно воздействовать на отдельные участки залежи с промытыми зонами и предотвратить преждевременный прорыв воды в зону стягивания нефти; сокращаются объемы закачки дорогостоящего полиакриламида; за счет комплексного воздействия на залежь увеличивается коэффициент нефтеотдачи с 0,47% до 10,2 - 23,1%.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации, включающий разбуривание ее пересекающимися рядами нагнетательных скважин, образующих замкнутые контуры нагнетания, размещенные внутри контура добывающих скважин с установлением зоны стягивания, добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически так, что в каждый период в работу включают те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на тот период нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемыми включениями в добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания и достигшие предельной обводненности, и в нагнетательные скважины, расположенные в зоне влияния этих добывающих скважин, закачивают химреагенты, повышающие фильтрационное сопротивление обводненных высокопроницаемых зон пласта.
В 1991 г. нами, одними из первых, с целью обоснования возможности
использования ПДС и оценки технологической эффективности, была произведена
закачка системы по технологии “ПДС+ПАВ” в порово-кавернозно- трещиноватые
карбонатные коллектора Балкановского месторождения АНК “Башнефть” /3/.
Так, как карбонатные породы по структуре пустотного пространства, по
химическому и минералогическому составу представляют совершенно другой тип
породы, опытно-промысловым работам предшествовали лабораторные
исследования, целью которых было:
- изучение особенностей взаимодействия полимер-дисперсных систем с
карбонатной подложкой.
- установление оптимальной последовательности закачки технологических
жидкостей системы “ПДС+ПАВ”.
В проводимых исследованиях моделью пласта служили насыпные
пористые среды из кварца и дезагрегированных карбонатных пород
нижнефаменского подъяруса Балкановского месторождения, подготовка которых
производилась в соответствии с требованиями отраслевого стандарта /4/.
В экспериментах по вытеснению на стандартной экспериментальной
установке были соблюдены основные критерии гидродинамического подобия,
вытекающие из работ Д.А.Эфроса, Ш.К.Гиматудинова и др. /5,6/. Кроме того,
объемные расходы вытесняющей жидкости подбирались с учетом реальных
значений скоростей фильтрации в пласте при разработке нефтяных
месторождений.
В первой серии экспериментов оценивалось влияние минералогического и
химического состава карбонатных пород на подвижность жидкостей до и после
закачки растворов ПДС. Опыты проводились на отдельных моделях пласта
длиной 1 м, диаметром – 0,03 м, заполненных в одном случае кварцевым песком,
в другом – карбонатным той же фракции и подготовленные к опытам по одной и
той же методике.
После определения коэффициента начальной проницаемости по сточной
воде, в модель попеременно циклически подавался технологический раствор ПДС
в количестве одного объема пор (1 Vпор) при постоянном перепаде давления 0,5
МПа, включающий растворы полимера (С0=0,05 % мас.) и глинистой суспензии
(С0=0,25 % мас.). После подачи ПДС модель оставляли в покое на реагирование
(24 часа) и затем, при тех же режимах закачивалась сточная вода. В ходе
эксперимента периодически оценивалась проницаемость модели и вычислялся
коэффициент подвижности воды (К/μ) в пористой среде от объема прокаченной
жидкости, а по известным значениям подвижности определялся текущий и
остаточный фактор сопротивления, как отношение начальной подвижности к
текущей и конечной подвижностям.
28. Т 1 - Фактор сопротивления.
См. 27
29. Т 1 - Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи. Заводнение с полимерами.
Механизм химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН)
При вытеснении нефти водой значительная часть нефти в пласте остается неизвлеченной. Основные причины неполного вытеснения нефти водой заключаются в следующем:
1) несмешиваемость вытесняющей и вытесняемой жидкостей приводит к образованию поверхности раздела, на которой действуют капиллярные силы, препятствующие вытеснению нефти;
2) часть нефти адсорбируется на поверхности зерен породы в виде слоя тяжелых компонентов в результате гидрофобизации пород-коллекторов;
3) различие вязкостей нефти и воды приводит к тому, что более подвижная, как правило, вода стремится прорваться через нефть к добывающим скважинам;
4) вследствие неоднородности пласта вытеснение происходит преимущественно из высокопроницаемых зон.
В настоящее время разрабатываются и широко внедряются в практику химические методы увеличения нефтеотдачи, суть которых состоит в том, что нефть вытесняется из пластов:
а) растворами различных активных примесей (полимеры, поверхностно-активные вещества (ПАВ), углекислота, минеральные соли, спирты, мицеллярные растворы и т.д.);
б) растворителями (сжиженный пропан, газовый конденсат и пр.), которые в виде пробок, или оторочек, продвигаются по пласту водой или сухим газом.
Механизм вытеснения нефти растворами активных примесей состоит в изменении вязкостей фаз, фазовых проницаемостей, капиллярного скачка между фазами. Например, при добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости. При вытеснении нефти карбонизированной водой (водным раствором CO2) уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз, снижается вязкость нефти, увеличивается вязкость водного раствора. При добавлении ПАВ в нагнетаемую воду происходит снижение поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, и т.д.
Относительные проницаемости и вязкости фаз зависят от концентрации C химического реагента (активной примеси) в водном растворе:
;
.
Сущность действия растворителей заключается в том, что нефть вытесняется из пласта смешивающейся с ней жидкостью. В результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникает в нефть, а углеводороды нефти – в растворитель, и с течением времени нефть практически полностью может быть вымыта из пласта.
Процессы вытеснения нефти растворителями требуют учета межфазной диффузии, но, несмотря на это, они также описываются в рамках математической модели, близкой к модели вытеснения нефти раствором активной примеси.
12.2. Дифференциальные уравнения двухфазной фильтрации
в присутствии активной примеси
Активная примесь с концентрацией С в водном растворе может растворяться в нефти и одновременно адсорбироваться на поверхности породы.
Пусть (С) – концентрация примеси в нефти, a(C) – количество примеси, адсорбированное пористой средой.
Будем считать, что параметры и a пропорциональны концентрации С:
a=ГС ; =КС,
где Г и К – коэффициенты пропорциональности.
Предположим также, что водный раствор активной примеси и нефть – несжимаемые жидкости, а их движение – прямолинейно-параллельное.
Выведем уравнение фильтрации, используя дифференциальные уравнения неразрывности, уравнения движения и баланса массы примеси.
Уравнения неразрывности для воды и нефти:
,
. (12.1)
Уравнения движения:
;
. (12.2)
Уравнение баланса массы примеси:
, (12.3)
где:
- количество примеси в единице объема пористой среды;
- скорость переноса массы примеси в общем потоке жидкости (плотность потока примеси).
Суммарная скорость фильтрации зависит только от времени:
.
Из системы уравнений (12.2) получим:
, (12.4)
откуда
.
Подставляя данное выражение в формулу (12.2) для водной фазы, получим:
, (12.5)
где - функция Бэкли-Леверетта.
Для нефтяной фазы: . (12.6)
Как и при вытеснении нефти водой, функция f равна доле воды в потоке. Однако при вытеснении нефти раствором активной примеси f зависит не только от насыщенности, но и от концентрации примеси С.
С учетом выражения (12.5) имеем следующую систему дифференциальных уравнений для определения водонасыщенности S и концентрации активной примеси C:
(12.7)
Введем безразмерные переменные:
и .
Тогда систему уравнений (12.7) можно переписать в виде:
(12.8)
где ; .
12.3. Движение скачков насыщенности и концентрации
Зададим начальные и граничные условия в виде:
в начальный момент времени - ; ;
на входе в элемент - ; .
При малой концентрации активной примеси С, когда (С)=КС и a(С)=ГС, распределение концентрации С имеет вид «ступеньки», как показано на рис. 12.1, 12.2. Тогда система уравнений (12.8) упрощается и принимает вид:
для зоны I, когда 0 с()
для зоны II, когда с( ) 1
Резкое изменение концентрации на границе зон I и II («скачок» концентрации) обусловливает резкое уменьшение насыщенности («скачок» насыщенности).
На рис.12.1 показано распределение насыщенности порового пространства водной фазой в случае слабой адсорбции активной примеси. Знаками «-» и «+» обозначены значения водонасыщенности соответственно перед скачком и после него.
Рис. 12.1. Распределение водонасыщенности при слабой адсорбции
активной примеси
- обычное заводнение
Для определения Vc (скорости движения жидкости с концентрацией примеси C), S- и S+ используют уравнения:
. (12.9)
Из первого уравнения определяют , из второго – Vс, из третьего - .
Уравнения (12.9) проще решать графоаналитическим способом. Для этого в координатах S-f(S) строят графики функций и .
1 - , вытеснение обычной водой, С=0 ;
2 - , вытеснение раствором активной примеси, С=С0.
Из точки с координатами (-b; -h) проводят касательную к кривой 2. На оси абсцисс в точке касания получают величину . По точке пересечения касательной с кривой 1 находят . По тангенсу угла наклона касательной к оси абсцисс определяют Vс.
Затем находят значение Sф, проводя касательную к кривой 1 из точки с координатами (S0, 0), и сравнивают его с .
Если Sф, имеет место слабая адсорбция примеси пористой средой, соответствующее распределение водонасыщенности показано на рис. 12.1.
Если >Sф, имеет место сильная адсорбция примеси пористой средой. При сильной адсорбции активной примеси скелетом породы график распределения водонасыщенности будет иметь вид:
Рис. 12.2. Распределение водонасыщенности при сильной адсорбции
- обычное заводнение
12.4. Сравнительный анализ построений (рис.12.1 и 12.2).
В обоих случаях на графиках распределения водонасыщенности выделяются три зоны:
А – зона невозмущенного течения перед фронтом вытеснения, в ней S=S0, С=0;
Б – водонефтяной вал, в котором примесь отсутствует. При слабой адсорбции примеси в зоне Б S==const; С=0. При сильной адсорбции фронт вытеснения нефти водой и передняя часть профиля водонасыщенности в зоне Б совпадают с фронтом вытеснения нефти и профилем водонасыщенности при обычном заводнении.
В – зона течения водонефтяной смеси в присутствии активной примеси. Здесь С=С0, насыщенность монотонно возрастает от за фронтом концентрации до на нагнетательной галерее.
Важным моментом является то, что в обоих случаях отмечается отставание фронта активной примеси от фронта вытеснения (наличие зоны Б).
Однако сильно сорбирующаяся примесь не изменяет момента начала обводнения добываемой продукции. Прирост нефтеотдачи получают лишь на поздней стадии разработки (к моменту подхода фронта концентрации к линии отбора).
При закачке слабо сорбирующейся примеси происходит отставание фронта вытеснения по сравнению с обычным заводнением, т.е. увеличивается безводный период эксплуатации, снижается обводненность добываемой продукции на начальной стадии водного периода (Sф), растете нефтеотдача уже на ранней стадии добычи нефти.
Коэффициент безводной нефтеотдачи (точнее, коэффициент вытеснения нефти в конце безводного периода) можно определить по формуле:
.
Аналогичное гидродинамическое описание применимо к процессам вытеснения нефти растворителями. Если оторочка растворителя продвигается по пласту закачиваемой водой, то образуется область совместной фильтрации растворителя и воды как двух несмешивающихся жидкостей, а также область смешения нефти и растворителя. Процесс образования и роста области смешения обусловливается молекулярной и конвективной диффузией.
Концентрацию растворителя в нефти, а также размеры области смешения можно определить, решая методом интегральных соотношений уравнение
,
где D – коэффициент диффузии, одновременно учитывающий различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей.
31. Т 1 - Критерии применимости МУН. Заводнение с водорастворимыми ПАВ.
ПАВ, или "технические мыла", являются химическими реагентами, способными уменьшать межфазное натяжение между не.:. -::-: водой, что обеспечивает эффект лучшего в",":: ::::" ния нефти из пластов (см. рис. 5.1). За сче- :- -" шения смачиваемости породы водой послs.:.·:::: впитывается в поры, занятые нефтью, равнс'.':::· нее движется по пласту и полнее вытесняет из -s-= нефть.
По ионной характеристике ПАВ делятся на и: '- =. генные и неионогенные.
Ионогенные ПАВ диссоциируют в водных с::. створах на ионы и подразделяются на: а) анион=: активные (АПАВ); б) катиона-активные (КПАВ); 3 амфолитные.
АПАВ (например, нефтяные сульфонаты) более активны в щелочных растворах, КПАВ - в кислых, амфолитные - в тех и других. Недостатком АПАВ является их способность взаимодействовать с со лями Са и Mg и выпадать из раствора в виде нера створимых осадков. Большинство КПАВ вообще не растворяется в минерализованных пластовых во дах, что технологически ограничивает их примене ние.
При заводнении отечественных месторождений в основном применяют неионогенные ПАВ (не дис социирующие на ионы НПАВ), которые характери зуются высокой поверхностной активностью и низ кой адсорбируемостью на поверхности пород. Наи более известны ОП-4, ОП-1 О, Неонол АФ9-12, Пре воцел W-ON, Превоцел W-OF, Конокс J-109, Тер житол и др.
Малоконцентрированный раствор ПАВ типа оп 1 О снижает поверхностное натяжение между не фтью и водой с 35-45 до 7-8,5 MHjM и изменяет краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 270. Оптимальной массовой концентрацией НПАВ в воде считается 0,05-1 %.
Вытесняющую способность ПАВ оценивают сравнением коэффициентов вытеснения нефти 0,05%-ным раствором ПАВ с коэффициентом вы теснения нефти водой (базовым вариантом раз работки). Если коэффициент вытеснения нефти 0,05%-ным водным раствором ПАВ по сравнению с водой увеличивается на 10% и более, то резуль таты лабораторных испытаний считают удовлетво рительными.
Для сокращения расходов желательно исполь зовать ПАВ, обладающие высокой поверхностной активностью. Это позволяет уменьшить начальную концентрацию раствора.
Важно помнить, что адсорбция существенно уве личивает объем ПАВ, необходимый для заводне ния, и стоимость работ возрастает. Это особенно важно в случаях, когда горная порода характери зуется низкой проницаемостью и высокой загли низированностью (до 25%).
Адсорбционную способность ПАВ определяют в лабораторных условиях. Через естественные об разцы пород фильтруют раствор с возрастающей концентрацией ПАВ при скорости, близкой к про мысловой. Затем получают изотерму адсорбции для породы. В результате этих опытов определяют предельную адсорбцию. Допустимая адсорбция не должна превышать 0,3-0,4 Mrjr.
Кварцевые песчаники и карбонаты обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ. Алев ролиты и полимиктовые коллекторы обладают зна чительно большей адсорбционной активностью.
При постоянной температуре вязкость 'раство ра НПАВ увеличивается с ростом концентрации реагента, что иногда вызывает необходимость его подогрева на промысле. Увеличение температуры при постоянной концентрации раствора НПАВ спо собствует снижению вязкости
Адсорбция, химическая деструкция и биоразру шение способствуют обеднению раствора НПАВ по мере его продвижения в пористой среде, что при водит к формированию на фронте вытеснения вала неактивной воды. Этот последний возрастает, и результирующий механизм сводится к доотмыву остаточной нефти раствором НПАВ, отстающим от вала неактивной воды. Кроме того, сами НПАВ не обладают высокой активностью, снижая поверхно стное натяжение в лучшем случае до 0,1 MHjM.
Для решения проблемы создаются композици онные системы, в которых присутствуют "жертвен ные" для адсорбции ПАВ, а основной реагент дол жен обладать химической и биологической стабиль ностью плюс способностью создавать в обводнен ной среде условия для диспергирования остаточ ной нефти и проталкивания ее в виде микроэмуль сии.
ПАВ может осуществляться дозировоч ными установками на КНС или непосредственно с устья скважины.
Существуют два основных варианта закачки ра створов ПАВ в пласт:
1) долговременная подача слабоконцентриро ванного раствора ПАВ;
2) импульсная закачка растворов ПАВ высокой концентрации.
При долговременной подаче раствор ПАВ зака чивается непрерывно в количестве до 1-1,1 объе ма порового пространства нефтенасыщенной час ти пласта. При использовании, НПАВ первая пор ция закачиваемой среды (0,2% от порового объе ма) должна быть 0,1 %-ной, В дальнейшем поддер живается 0,05%-ное содержание реагента. После закачки в пласт раствора НПАВ в количестве 0,5% порового объема рекомендуется использовать ра створ смеси НПАВ-АПАВ.
Основной элемент технологической схемы блочная дозировочная установка (БДУ), предназ начена для разогрева, слива и приготовления вод ных растворов высоковязких ПАВ, поступающих на КНС или скважину. Металлические бочки с реа гентом пакуются в камеру установки и нагрева ются с помощью блока электронагревателей. Это обеспечивает слив разжиженного реагента из предварительно открытых сливных отверстий в нижние баки. В верхнем баке-смесителе, который предварительно заполняется водой, производит ся смешение реагента с водой путем циркуляции по замкнутому циклу "насос, вентиль, смеситель, вентили, насос".
Подготовленный таким образом разбавленный до 40-80% раствор ПАВ подается на прием дози рующего насоса и далее в линию закачки с пода чей, обеспечивающей получение необходимой кон центрации реагента в нагнетаемой воде. Дозировка может осуществляться как на прием насосов КНС, так и на выкид. В первом случае применяются до зировочные насосы на давление 5-6 МПа, во вто ром - на давление до 20 МПа и более.
Дозаторная установка позволяет подавать ПАВ без предварительного разбавления, а также созда вать необходимый запас раствора ПАВ в резерв ных емкостях. Попеременное подключение емкос теЙобеспечиваетнепрерывностьпроцесса.Сроки дозирования составляют до нескольких лет.
Импульсная (разовая) закачка малообъемной оторочки большой концентрации имеет технологи ческие преимущества, так как реализуется в тече ние нескольких дней. При концентрации менее 5% можно использовать те же технические средства.
Еще более концентрированные растворы долж ны формироваться непосредственно в полости скважины и ПЗС. Их закачка осуществляется из автоцистерн передвижными насосными агрегата ми через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов.
32. Т 1 - Критерии применимости МУН. Закачка .
На ряде месторождений Татарстана для увели чения нефтеотдачи в пласты закачивают техничес кую серную кислоту, включающую 93% H2S04, и алкилированную серную кислоту (АСК), являющу юся крупнотоннажным отходом химического про изводства.
Свойства смеси серной кислоты с водой зависят от концентрации кислоты. С увеличением содержа ния H2S04 плотность И вязкость раствора увеличи ваются. Максимум плотности (около 1,84 rjCM3) до стигается при 98,3% H2S04• Вязкость 80-90%-ных растворов серной кислоты составляет в среднем 20-25 мПа с при 200С и около 1 О мПа·с при 400С. ДЛЯ практики удобно то, что концентрированная серная кислота (свыше 70%) почти не действует на стальные поверхности. В то же время разбавленная кислота интенсивно разрушает железо.
АСК в своем составе содержит 80-86% основ ного компонента (H2S04), 10-13% сульфокислот, 5 7% смолисто-масляных веществ, 0,5% карбонат ных кислот. Плотность АСК при 200С составляет 1,66 rjCM3. Наличие сульфокислот и других ПАВ является причиной более высокой поверхностной активности АСК по сравнению с технической сер ной кислотой. АСК обладает меньшей коррозион ной активностью, чем обычная кислота.
В отличие от многих других химических реаген тов концентрированная серная кислота вступает в
активное химическое и 's::',':':'.·-е.'.','с.,еское взаи модействие с пластовоЙ :.~c-e'.':::~-~, При этом уве личение нефтеотдачи прс.~:<;':'Г в результате дей ствия четырех факторов,
Фактор 1 - генерация ПАВ при химической ре акции H2S04 с большинствоr.1 углеводородных ком понентов нефти.
При реакции H2S04 с ароматическими углево дородами происходит замещение атома водорода на сульфогруппу. Поэтому метод часто называют внутрипластовым сульфированием нефти. Основ ной продукт внутрипластового сульфирования сульфокислоты, свойства которых определяются составом вступающей в реакцию нефти. Например, для девонской нефти месторождений Татарии по верхностная активность образующихся сульфокис лот не ниже поверхностной активности реагента ОП-1 О, а величина адсорбции незначительна. Кон центрированная серная кислота реагирует и с не которыми парафиновыми углеводородами. В ре зультате взаимодействия кислоты с нефтью в по ристой среде образуются главным образом анио ноактивные ПАВ: алкиларилсульфонаты, алкилсуль фокислоты и натриевые соли этих кислот. Генери руются в пласте и некоторые другие вещества: кис лые эфиры, асфальтогеновые кислоты, карбоиды и др. Все продукты реакции в основном находятся в составе особой фракции - в кислом гудроне. По лученные в пласте ПАВ способствуют улучшению нефтевымывающих свойств воды, закачиваемой вслед за H2S04.
Фактор 2 - образование кристаллов солей, час тично закупоривающих промытые водой поры и трещины.
Выпадение малорастворимых кристаллов суль фата и сульфоната кальция приводит к выравнива нию фронта вытеснения и увеличению коэффици ента охвата. С ростом концентрации нераствори мых солей до некоторого оптимального значения нефтеотдача увеличивается, при дальнейшем по вышении концентрации эффект будет снижаться.
Фактор 3 - выделение теплоты при смешении концентрированной серной кислоты с пластовой и закачиваемой водой.
Максимальное приращение температуры дости гается при разбавлении исходной концентрирован ной (93%-ной) кислоты до 65%-ноЙ. Выделение теплоты способствует снижению вязкости пласто вых флюидов, причем вязкость нефти снижается быстрее, чем вязкость воды. В результате проис ходит уменьшение относительной подвижности и рост коэффициента охвата.
Фактор 4 - реакция H2S04 с карбонатными со ставляющими горной породы.
Взаимодействие H2S04 с карбонатами приводит, с одной стороны, к увеличению проницаемости пласта вследствие уменьшения физического объе ма скелета породы, а с другой - к образованию СО2, который сам по себе обладает хорошими неф тевытесняющими свойствами.
Лабораторные исследования процесса вытесне ния нефти девонского и бобриковского горизон- тов месторождений Татарии показали, что исполь зование оторочек H2S04 увеличивает безводный коэффициент вытеснения на 26-28% по сравнению с обычным заводнением. Конечный коэффициент вытеснения возрастает на 20-24%.
Влияние закачки H2S04 на нефтеотдачу в про мысловых условиях наиболее полно изучалось при линейном и очаговом вариантах внутриконтурного заводнения. Размеры оторочки Аек выбирались в предположении, что требуемая концентрация ге нерированных в пласте сульфокислот (ПАВ) будет обеспечиваться в объеме жидкости, равном одно му объему порового пространства. Например, для создания концентрации ПАВ 0,05% необходимо закачать АСК в количестве 0,14-0,16% от объема порового пространства пласта. В абсолютном ис числении масса подаваемой в каждую скважину концентрированной кислоты изменялась от 500 до 800-1200 т.
Очаговое заводнение с оторочкой серной кис лоты, реализованное на 14 опытных участках, в среднем обеспечило относительное увеличение безводной добычи на 14% по сравнению со сред ними показателями на 26 контрольных участках. Прирост конечной нефтеотдачи составил порядка 11%.
При линейном заводнении безводная нефтеот дача на опытных участках увеличилась по сравне нию с контрольными в среднем на 37,6%. Положи тельное влияние оторочки серной кислоты на про цесс вытеснения было выявлено и в результате прямого измерения остаточной нефтенасыщенно сти керна, отобранного из специально пробурен ной оценочной скважины. Эта скважина была про бурена в 80 м от нагнетательной скважины, в кото рую за три года до этого было закачано 560 т кон центрированной серной кислоты, а в пласте была создана, соответственно, движущаяся оторочка кислоты. Коэффициент вытеснения в зоне оценоч ной скважины оказался на 5-13% выше, чем в сред нем по залежи.
Закачка H2S04 способствует также увеличению приемистости и охвата толщины пласта заводне нием в нагнетательных скважинах соответственно на 10-15% и на 40%.
В качестве недостатков метода отмечается сле дующее:
1. Высокий риск выпадения гипса в скважинах и промысловом оборудовании.
2. Повышенное коррозионное разрушение от дельных узлов оборудования и цементного камня. 3. Увеличение содержания серы в добываемой нефти и ухудшение ее товарной характеристики.
Образование гипса происходит в результате взаимоде~ствия привносимых в пласт сульфат ионов с ионами кальция пластовых вод хлоркаль циевого типа и с карбонатными составляющими породы пласта. Если в пласте выпадение кристал лов гипса в результате избирательной кольмата ции заводненных каналов и пор может оказать бла гоприятное воздействие на процесс вытеснения, то гипсообразование в призабойной зоне пласта и
в добывающей скважине приводит к серьезным осложнениям, в частности, к снижению дебита и выходу из строя глубинного насоса. Наиболее ин тенсивное выпадение гипса в добывающей сква жине наблюдается в период вала закачиваемой воды с повышенной сульфатностью. Этот период может наступить через несколько месяцев после начала закачки и продолжаться до достижения оп ределенной обводненности (порядка 60-70%). Для предотвращения гипсообразования указанный кри тический период должен быть спрогнозирован для каждой скважины, расположенной в районе закач ки H2S04. В этот период необходимо поддерживать термобарический режим, исключающий выпадение соли, либо подавать ингибиторы.
С целью предотвращения коррозии нельзя до пускать поступления разбавленной кислоты к за боям добывающих скважин. В связи с этим верх ний предел объема оторочки кислоты определяет ся таким показателем, как карбонатность пласта. Чем больше карбонатность, тем большее количе ство кислоты может быть нейтрализовано до под хода вала вытеснения к добывающим скважинам, тем больше объем оторочки.
Особого внимания требует сохранность обору дования и цементного камня в нагнетательной сква жине. В промысловых условиях заметное ухудше ние механических свойств заколонного цемента может происходить лишь при длительном контак те с серной кислотой. Поэтому для надежности нагнетательной скважины серная кислота должна подаваться с большой скоростью, но по возмож ности при пониженном давлении, так же как и пер вые закачиваемые вслед за оторочкой порции воды.
В технологической схеме закачки коррозионно му действию H2S04 подвержены резиновые уплот нительные элементы. Промысловый опыт показал, что эти узлы следует изготовлять из пластических материалов, в частности, из термопластического полиэтилена. Срок службы полиэтиленовых уплот нений в 10-15 раз превышает аналогичный пока затель резиновых уплотнений и достигает 20-30 часов.
Комплекс технических средств для закачки H2S04 в соответствии с одной из технологических схем ОАО "Татнефть" включает:
- передвижные резервуары для накопления в зоне нагнетательной скважины необходимого ко личества кислоты, образующие так называемый расходный склад. Резервуары в верхней своей ча сти соединены с передвижной компрессорной станцией при помощи воздухопроводов (газовых труб). К нижней отстойной секции резервуаров подключаются идущие от трап-гребенки линии от бора кислоты - стальные бесшовные котловые тру бы;
- насосные агрегаты высокого давления УН-1 630 х 70 А (4АН-700);
- передвижные воздушно-компрессорные уста новки ДК-9М, предназначенные для заполнения резервуаров-накопителей, опрессовки прием ной линии насосных агрегатов и трапа-гребенки перед подачей H2S04 из резервуаров на прием насосов высокого давления;
- трап-гребенку с двумя емкостями для слива кислоты из кислотоводов, прокачки системы при ликвидации воздушных пробок, опрессовки всасы вающих линий;
- блок-манифольды высокого давления, соеди няющие высоконапорный насос с устьем нагнета тельной скважины;
- трубопроводные коммуникации высокого и
низкого давления для кислоты и воздуха;
- предохранительную и запорную арматуру;
- контрольно-измерительные приборы;
- пункт управления;
- систему внутренней и внешней связи;
- систему базисного и аварийного освещения,
т.к. закачка кислоты проводится круглосуточно.
33. Т 1 - Критерии применимости МУН. Заводнение с растворами щелочей.
Щелочное заводнение
Эффективность щелочного заводнения обуслов лена двумя факторами:
1) взаимодействием раствора щелочи с пленоч ной нефтью на поверхности породы и, как считает ся, образованием в пласте высокодисперсной эмульсии;
2) взаимодействием раствора щелочи с много валентными ионами, присутствующими в пласто вых водах, и образованием нерастворимого осад ка.
В первом случае увеличивается коэффициент вытеснения, во втором - коэффициент охвата за воднением. Метод применим в условиях терриген ных коллекторов.
При вытеснении нефтей, содержащих значи тельное количество нафтеновых кислот, слабоще лочными пластовыми водами коэффициент неф теотдачи пласта повышается по сравнению с за качкой жесткой воды на 10-15% (в лабораторных условиях). Характерно, что увеличение нефтеотдачи пласта при закачке щелочного раствора достига ется как с начала вытеснения, так и на поздней стадии разработки.
При контакте щелочного раствора с нефтями, содержащими нафтеновые кислоты, существенно уменьшается поверхностное натяжение на грани це "нефть - щелочной раствор", причем сравни тельно узкий диапазон концентрации щелочи обус ловливает резкое снижение поверхностного натя жения. Так, нефтеотдача резко возрастает при кон центрации едкого натра NaOH в пределах 0,01 0,1%. Дальнейшее повышение его концентрации не сопровождается заметным увеличением коэф фициента нефтеотдачи пласта.
Нафтеновые кислоты и эмульгаторы, присутству ющие в нефти, при контакте с раствором щелочи образуют натриевые мыла, за счет чего и происхо дит снижение поверхностного натяжения. Образу ющаяся высокодисперсная эмульсия типа нефть в воде снижает подвижность вытесняющего агента и уменьшает вероятность его преждевременного прорыва. В результате повышается также охват
пласта заводнением, в том числе и в неоднород ных коллекторах.
Кроме того, едкий натр изменяет свойства кол лектора и насыщающих его жидкостей за счет ад сорбции продуктов реакции на поверхностях раз дела. Щелочь, поступая в гидрофобную среду, де лает ее гидрофильной. В результате происходит разрыв пленки на поверхности породы и дополни тельный отмыв капель нефти. Вместе с тем уста новлено, что 1 %-й раствор щелочи повышает гид рофильность терригенных пород и не меняет сма чиваемость в известняках.
В качестве недостатков метода отмечаются сле дующие:
а) наличие в пластовой воде многовалентных ионов вызывает образование нерастворимого осадка и ведет к снижению эффективной концент рации щелочи. Особенно существенное влияние оказывают положительные ионы кальция и магния, в присутствии которых поверхностное натяжение не снижается;
б) эффективность процесса низка в пластах, содержащих значительное количество глин, а так же минералов, способных вступать со щелочью в химическую реакцию. В этом случае в призабой ной зоне нагнетательных скважин может происхо дить выпадение солей, что приводит к снижению приемистости.
Поскольку эффект от нагнетания слабоконцен трированных растворов щелочи на месторождениях Западной Сибири оказался незначительным, была исследована возможность закачки в нагнетатель ные скважины 10%-го раствора щелочи. Размер оторочки составлял от 0,14% до 0,3% от объема пор опытных участков. Обводненнасть реагирую щих скважин, составлявшая на начало эксперимен та 55-90% и 40-50%, через 4-5 месяцев после за качки снизилась до 40-50% и 20-30% соответствен но. Такое резкое снижение обводненнасти продук ции произошло в результате изменения охвата пла ста воздействием по толщине за счет закупорки промытых водой зон пласта и подключения в ра боту ранее не охваченных заводнением пропласт ков.
Эффект обусловлен взаимодействием щелочи с солями многовалентных катионов, в результате чего образуется объемистый малорастворимый осадок гидроокисей многовалентных катионов. Расход щелочи и количество осадка увеличивают ся по мере повышения минерализации воды и кон центрации щелочи. При минерализации воды 265 гjл образуется максимальное количество осадка 19 гjл, расход щелочи составляет 2,5 Mrjr породы.
Технология эффективна для средне- и низкопро ницаемых пластов небольшой (до 10 м) толщины. Объем оторочки по экономическим соображениям варьирует от 0,1% до 1 % от объема пор пласта. Недостаток технологии - сложность управления процессом осадкообразования в пластовых усло виях.
В настоящее время развиваются технологии селективного ограничения фильтрации воды в про-
мытых пластах на основе щелочей - аммиачных растворов, щелочной дистиллерной жидкости, раз личных щелочных отходов.
Для воздействия на неоднородные обводненные пласты месторождений Башкортостана использу ется щелочно-полимерное заводнение, при кото ром в нагнетательную скважину закачивают товар ную форму щелочи (аммиака) в композиции с во дорастворимым полимером и разделительные микрооторочки пресной воды. За счет структури рования полимером образующихся осадков про ницаемость водопромытых зон снижается. Одно временно в процессе нагнетания реагентов увели чивается приемистость, поскольку концентриро ванные растворы щелочей обладают высокой спо собностью подавления набухаемости глин, содер жащихся в песчаниках, и разрушения как тяжелых компонентов нефти, так и различных окисных пле нок.
На месторождениях Самарской области с ана логичной целью используется товарный реагент ЩСПК - щелочной сток производства капролакта ма - негорючая жидкость с массовой долей сухого вещества от 25% до 45% согласно ТУ 2433-637 002090023-97. Реагент ЩСПК выпускается также под наименованием - "Пластификатор адипиновый щелочной".
ЩСПК при смешении с минерализованными водами образует дисперсные системы, из которых со временем выпадает рыхлый осадок. Данное свойство композиций на основе ЩСПК использу ется для снижения проницаемости водопроводя щих пропластков и каналов неоднородных нефтя ных пластов. Введение в состав ЩСПК водораство римых полимеров позволяет увеличить объем осад ков, что особенно заметно в случае разбавленного пресной водой ЩСПК. Добавление высокомолеку лярных полимеров при водит к превращению мел кодисперсных осадков в крупные хлопьевидные.
В качестве водорастворимого полимера может быть использован Гивпан - гидролизованное волокно полиакрилнитрильное. Химизм гелеобразования заключается во взаимодействии макромолекул по лианионита непосредственно в призабойной зоне с катионами поливалентных металлов (кальций, маг ний, алюминий) с образованием осадка, устойчи вого к размыву при температурах дО 1200С. В каче стве "сшивателя" - источника ионов кальция - в не которых технологиях предусматривается приме нение высокоминерализованных подтоварных вод, либо растворов хлористого кальция или кальцие вой селитры с плотностью 1050-1400 кгjмЗ.
Нагнетание осуществляется путем чередования подоторочек технологических жидкостей, изолиро ванных буферным объемом пресной воды. Число циклов может составлять от 1 до 5. Концентрация полимерного раствора выбирается в зависимости от проницаемости объекта воздействия. Объем раствора на один метр толщины пласта варьирует в зависимости от величины удельной приемистос ти обрабатываемой скважины и может составлять от 3 мЗjм ДО 20 мЗjм.
34. Т 1 - Критерии применимости МУН. Вытеснение нефти водогазовой смесью.
36. Т 1 - Критерии применимости МУН. Вытеснение нефти углеводородными растворителями.
При вытеснении нефти водой значительная часть нефти в пласте остается неизвлеченной. Основные причины неполного вытеснения нефти водой заключаются в следующем:
1) несмешиваемость вытесняющей и вытесняемой жидкостей приводит к образованию поверхности раздела, на которой действуют капиллярные силы, препятствующие вытеснению нефти;
2) часть нефти адсорбируется на поверхности зерен породы в виде слоя тяжелых компонентов в результате гидрофобизации пород-коллекторов;
3) различие вязкостей нефти и воды приводит к тому, что более подвижная, как правило, вода стремится прорваться через нефть к добывающим скважинам;
4) вследствие неоднородности пласта вытеснение происходит преимущественно из высокопроницаемых зон.
В настоящее время разрабатываются и широко внедряются в практику химические методы увеличения нефтеотдачи, суть которых состоит в том, что нефть вытесняется из пластов:
а) растворами различных активных примесей (полимеры, поверхностно-активные вещества (ПАВ), углекислота, минеральные соли, спирты, мицеллярные растворы и т.д.);
б) растворителями (сжиженный пропан, газовый конденсат и пр.), которые в виде пробок, или оторочек, продвигаются по пласту водой или сухим газом.
Механизм вытеснения нефти растворами активных примесей состоит в изменении вязкостей фаз, фазовых проницаемостей, капиллярного скачка между фазами. Например, при добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости. При вытеснении нефти карбонизированной водой (водным раствором CO2) уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз, снижается вязкость нефти, увеличивается вязкость водного раствора. При добавлении ПАВ в нагнетаемую воду происходит снижение поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, и т.д.
Относительные проницаемости и вязкости фаз зависят от концентрации C химического реагента (активной примеси) в водном растворе:
;
.
Сущность действия растворителей заключается в том, что нефть вытесняется из пласта смешивающейся с ней жидкостью. В результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникает в нефть, а углеводороды нефти – в растворитель, и с течением времени нефть практически полностью может быть вымыта из пласта.
Процессы вытеснения нефти растворителями требуют учета межфазной диффузии, но, несмотря на это, они также описываются в рамках математической модели, близкой к модели вытеснения нефти раствором активной примеси.
37. Т 1 - Критерии применимости МУН. Закачка углекислоты
40. Т 1 - Критерии применимости МУН. Нагнетание обогащенного газа.
41. Т 1 - Обработка призабойной зоны скважины HCl. Виды СКО.
43. Т 1 - Воздействие на ПЗП химическими продуктами (ПАВ, ПАА, растворителями).
Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.
44. Т 1 - Виды кислотных обработок ПЗП.
Среди методов интенсификации притока газа к скважине массовое применение получили солянокислотная и глинокислотная обработки.
Солянокислотная обработка
Область применения. Применяется, если пласт представлен карбонатными породами — известняками и доломитами.
Химическая сущность метода. Данный метод основан на способности соляной HCl кислоты вступать в реакцию с карбонатными породами с образованием солей (хлористые кальций и магний), воды и углекислого газа. Полученная соль растворяется в воде кислотного раствора, к которой добавляется вода, образовавшаяся при реакции. Скорость реакции зависит от температуры и давления - повышение давления и понижение температуры уменьшают скорость реакции.
Состав кислоты. Для обработки скважин применяется ингибированная концентрированная соляная кислота со специальными добавками для снижения коррозионного воздействия на металл. В ряде случаев к кислотному раствору добавляют так называемые «кислотные стоки», содержащие уксусную кислоту. Кислотные стоки являются производственными отходами, и их использование снижает затраты на кислотную обработку. Уксусная кислота, как и соляная, вступает в реакцию с карбонатами с образованием углекислого газа, воды и Са(СН3СОО)2. При этом надо иметь в виду, что с увеличением температуры растворяемость Са(СН3СОО)2 в воде уменьшается.
Глинокислотная обработка.
Область применения. Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород.
Состав кислоты. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот.
Химическая сущность метода. Плавиковая кислота разрушает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глинистого раствора (каолин), проникшие в пласт при бурении, и кварцевый минерал (кварц). Плавиковая кислота хранится в сосудах из свинца, воска, парафина, эбонита и др., т.к. стекло и керамика разлагаются этой кислотой. Второй компонент глинокислоты соляная кислота - существенно влияет на эффективность обработки. Выделяющийся, при глинокислотной обработке, газообразный SiF образует с водой кремневую кислоту. В нейтральной среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты предотвращает выпадение геля, т.к. в кислой среде кремниевая кислота находится в растворенном виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль AlF3 в хорошо растворимую соль AlCl3 . Если пласт представлен не только глинизированными песчаниками, а содержит и карбонаты, то при взаимодействии карбонатов с плавиковой кислотой образуется нерастворимая соль CaF2 , выпадающая в осадок.
При глинокислотной обработке следует избегать длительного контакта кислоты с металлом труб.
Двухрастворная обработка. Если песчаники сцементированы карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем — глинокислотную.
Двухрастворная обработка производится в двух вариантах:
закачкой соляной кислоты в объеме, в 2.5 - 3.0 раз превышающем объём углекислоты, с целью ликвидации образованных осадков фтористых магния и кальция;
закачкой соляной кислоты с последующим удалением продуктов реакции, а затем проведения работ согласно первому варианту.
При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.
Во многих случаях приток жидкости и газа в скважину недостаточен. В таких скважинах для увеличения притока применяют искусственное воздействие на породы призабойной зоны пласта с целью повышения их проницаемости. Проницаемость увеличивают путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в пласте соляно- кислотной, термокислотной и глино- кислотной обработками. Применяют очистку порового пространства от илистых и смолистых отложений, создают искусственные или расширяют естественные трещины в породе при гидравлическом разрыве пласта. Удаляют парафин, соли и смолы, осевшие на стенках поровых каналов пласта или в стволе скважины. Снижают вязкость нефти методами термохимической обработки и теплового воздействия.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Метод соляно- кислотной обработки основан на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы (известняки и доломиты) или карбонатные минералы, входящие в состав песчаников и других пород. При этом происходит следующая химическая реакция:
для известняков 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2
для доломитов 4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2
Продукты реакции – хлористый кальций и хлористый магний хорошо растворяются в воде и легко удаляются из скважины. На практике наиболее пригоден для обработок 8 – 15 процентный раствор соляной кислоты, то есть на 100 весовых частей воды приходится от 8 до 15 частей концентрированной кислоты. Большая концентрация HCl недопустима, так как концентрированная кислота, быстро вступая в реакцию с металлическим оборудованием, в короткий срок может его разрушить. На промыслах используют в среднем от 0,4 до 1,5 м3 раствора кислоты на один метр обрабатываемого интервала толщины пласта. Для предохранения металлического оборудования от коррозии к раствору кислоты добавляют вещества – ингибиторы, уменьшающие коррозионное действие кислоты. В качестве ингибитора может применяться формалин, добавление которого (6 килограмм на 1 тонну раствора) снижает коррозионную активность в 7 – 8 раз. Для кислотных обработок не карбонатных коллекторов (песчаники) применяют глинокислоту, представляющую собой смесь соляной и плавиковой (НF) кислот. Такая смесь состоит из 15% НCl+3%HF и растворяет в 2 - 3 раза больше глин, чем соляная кислота без добавления НF. В результате действия глинокислоты растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок
Термохимической обработкой называется процесс обработки скважин горячей соляной кислотой, повышающей эффективность воздействия на породу пласта. Раствор нагревается за счет теплового эффекта экзотермической реакции (реакция с выделением тепла), происходящей на забое скважины между соляной кислотой и вторым реагентом, например магнием. Такую обработку проводят для очистки призабойной зоны асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО). Между кислотой и магнием происходит следующая реакция
Mg + 2HCl + H2O = MgCl2 +H2O + H2 + 110,2 ккал
В результате 1 килограмм магния при растворении дает 4520 килокалорий тепла, причем на его полное растворение требуется 18,6 литра 15-ти процентного раствора соляной кислоты, которая при этом полностью нейтрализуется, а все продукты реакции хорошо растворяются в воде. Для проведения термохимических обработок применяют реакционные наконечники, устанавливаемые на нижнем конце НКТ, спущенных до забоя скважины. Прутковый магний загружается в верхнюю часть наконечника, где взаимодействует с кислотой, прокачиваемой по трубам в призабойную зону. Температура кислоты после реакции достигает от 50 до 850С, в зависимости от ее количества.
45. Т 1 - Гидравлический разрыв пласта.
Гидравлический разрыв пласта – один из эффективных способов увеличения продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин, особенно в слабопроницаемых пластах. Сущность метода заключается в искусственном образовании и расширении трещин в породах путем создания повышенного давления жидкости, нагнетаемой в призабойную зону. Для предохранения от смыкания образовавшихся трещин после снятия давления в пласт вместе с жидкостью закачивается кварцевый песок. Трещины разрыва на несколько метров проникают в глубь пласта, соединяя ствол скважины с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. В некоторых случаях дебит скважин после ГРП увеличивается в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединились с другими ранее существовавшими трещинами и приток жидкости к скважине происходит из отдаленных высокопродуктивных зон. ГРП состоит из следующих последовательно проводимых операций:
1 – закачка в пласт вязкой жидкости разрыва для образования трещин в пласте,
2 – закачка жидкости - песконосителя с песком, предназначенным для заполнения образовавшихся трещин,
3 – закачка продавочной жидкости для продвижения песка в трещины.
Практически установлено, что давление разрыва пласта составляет величину Рраз=(1,5÷2,5)Нρg где: Н – глубина залегания пласта, ρ – плотность породы. В качестве жидкостей гидроразрыва в нефтяных скважинах применяют углеводородные жидкости: к ним относят нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топлива. В нагнетательных скважинах применяют пресную или соленую воду с различными добавками. Обычно вязкость жидкости разрыва выбирают в пределах от 50 до 500 сантипуаз. Жидкость - песконоситель должна иметь минимальную фильтруемость в пласт и такую вязкость, которая давала бы возможность удерживать песок во взвешенном состоянии. Повышение вязкости и уменьшение фильтруемости жидкости – песконосителя достигается введением в нее добавок – высоко молярных соединений нефти (гудрон и другие отходы нефтепереработки). Продавочная жидкость, наоборот, должна иметь минимальную вязкость в целях снижения напора при ее прокачке. За оптимальный размер песка принимается его фракция диаметром 0,5 – 0,8 мм. В скважину закачивают от 4 до 20 тонн песка.
Для ГРП в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью. Перед началом работ в скважину до ее забоя спускают НКТ и производят его очистку от скопившейся грязи путем промывки водой от насосных агрегатов. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер (разобщитель). После спуска труб с пакером на устье устанавливают головку, к которой подключают насосные агрегаты для нагнетания. По мере закачки жидкости разрыва давление на устье постепенно растет. В момент, когда давление на забое скважины достигает определенной величины, пласт «разрывается» и образуются трещины. Момент разрыва обнаруживается по резкому падению давления на устье и по резкому возрастанию расхода нагнетаемой жидкости. Скважина начинает принимать жидкости больше, чем она принимала до образования трещин. После разрыва пласта переходят к нагнетанию жидкости – песконосителя. Жидкость с песком продавливают в пласт путем нагнетания продавочной жидкости при максимальном давлении и с максимальной скоростью для быстрейшего заполнения трещин песком. После продавки устье скважины закрывают и выдерживают в течение времени, пока давление на устье не снизится до нуля. Затем скважину промывают, очищая ее забой от остатков песка, и приступают к ее освоению одним из принятых на месторождении способом.
Применяемые жидкости. Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе. Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развитием и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.
Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па-с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии.
Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.
В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).
При использовании жидкости на водной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании. Обычно рецептура жидкостей составляется и исследуется в промысловых лабораториях и НИИ.
Жидкости-песконосители также изотавливают на нефтяной и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей-песконосителей используются те же жидкости, что и для разрыва пласта. Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для определения водоотдачи глинистых растворов.
При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной близости от стенок скважины. Хорошей песконесущей способностью обладают эмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем. Известные трудности возникают при закачке песконосительной жидкости, так как из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя - песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты хотя и делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях быстро изнашиваются. Для снижения потерь давления на трение на 12 - 15 % разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе, которые хотя несколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при движении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок являются тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры. Заметим, что недостаточная песконесущая способность жидкости может быть всегда компенсирована увеличением ее расхода. В качестве жидкости-песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих скважинах используется чистая вода. Дешевизна воды, повсеместное ее наличие, присущие ей свойства хорошего растворителя при введении различных облагораживающих добавок привели к тому, что в настоящее время около 90 % операций ГРП осуществляются с использованием жидкостей на водной основе.
Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.
Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты эффективного ГРП без применения напол-нителя. Однако в этих случаях эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. В результате он частично разрушается, а частично вдавливается в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать высокой прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом случае перенос его по трещине и ее заполнение были бы наиболее успешными. Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин. Для ГРП применяют песок размером от 0,5 до 1,2мм. Обычно в первые порции жидкости-песконосителя замешивается более мелкая фракция (0,5 - 0,8 мм), а в последующую часть расчетного объема - более крупные фракции.
В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность (2650 кг/м3), которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин.
45. Т 1 - Гидравлический разрыв пласта.
46. Т 1 - Виды химических методов воздействия на ПЗП (СКО, HF, пены, ПАВ, растворителями).
Закачка растворов ПАВ используется либо как самостоятельны метод, либо как технологически фактор, существенно повышающий эффективность ГРП и СКО.
Растворы ПАВ в ПЗ обладают отмывающим и гидрофобизируемым действием.
Эффект отмывания основан на том, что расвторы ПАВ лучше чем вода или нефть удаляют из ПЗ глинистые частицы или другие загрязнения попадающие в пласт при ремонте скв. и в процессе бурения.
В промысловой практике применяют ПАВы: дисолван,ОП-10.
Эффект гидрофобизации основан на адсорбции ПАВ на поверхности породы; улучшение смачиваемости её нефтью и увеличение фазовой проницаемостью для нефти.
Это приводит к увеличению дебита скв. и к снижению обводнённости её продукции.
Концентрация и V растворов ПАВ определяется экспериментально: для месторождения среднего Поволжья используется 0,5-1,2 м3\м. толщины пласта; для трещиноватых коллекторов эта норма увеличивается до 2 м3\м. Концентрация ПАВ в рабочем растворе меняется от 0,05 до 1%. Время выдержки растворов в пласте 1-2 суток.
47. Т 1 - Применение газовых агентов. Закачка углеводородного газа.
48. Т 1 - Механизм вытеснения нефти из пласта полимерами.
49. Т 1 - Полимерное заводнение и его сочетание с другими технологиями
Увеличения коэффициента охвата пласта воз действием можно достигнуть, изменяя отношение подвижностей воды и нефти Мо:
м = k,1 /1,
о kH l/1н '
где kB и kH - фазовые проницаемости для воды и нефти, !J.B, !J.H - динамические вязкости воды и не фти.
Практически это может быть реализовано вве дением загущающих добавок в воду. В качестве за густителя широко при меняется водорастворимый полимер - частично гидролизованный полиакрила мид (ПАА). Оригинальной особенностью ПАА явля ется способность снижать подвижность в пористой среде в большей степени, чем следовало бы ожи дать при вязкости раствора, замеренной стандарт ным методом. Это означает, что для существенного снижения подвижности закачиваемой воды требу ется лишь небольшая добавка полимера.
Вступая во взаимодействие со скелетом порис той среды, молекулы полимера адсорбируются на ее поверхности. Перекрывая каналы, они ухудша ют условия для фильтрации воды. Так как поли мерный раствор преимущественно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффектов - повышения вязкости раствора и сни жения проницаемости среды - происходит умень шение так называемой "динамической неоднород ности потока жидкости" и повышение коэффици ента охвата. Для эффективного вытеснения нефти диапазон адсорбции полимера в пласте должен быть оптимальным. С ростом минерализации пла стовой воды и уменьшением проницаемости по роды адсорбция возрастает, что приводит к отста ванию фронта раствора ПАА от фронта вытесне ния. Карбонатные породы обладают наибольшей по сравнению с песчаником сорбционной способ ностью. Полимиктовый песок значительно актив нее адсорбирует на своей поверхности ПАА, чем кварцевый песок ..
В настоящее время разработаны и успешно при меняются следующие основные технологии увели чения нефтеотдачи пластов с использованием по лимеров:
1) закачка индивидуальных растворов полиме ра (полимерное заводнение);
2) воздействие на пласт с использованием "сши тых" полимеров;
3) полимерное заводнение в сочетании с вязко упругими составами (ВУС);
4) воздействие на призабойную зону добьз::-: щих и нагнетательных скважин ВУС;
5) полимерное заводнение в сочетании с ,=.:.' гими физико-химическими методами.
На территории Самарской области технолоп' .. полимерного воздействия испытаны и применяли: = в промышленных масштабах в разные годы на 0[: лянском (пласты Аз, А4), Сосновском (Аз, А4, 62, В. Дерюжевском (Аз, А4' 62' В1), Радаевском (6), Коз ловском (А4), Кулешовском (Ао, А1, А2), Южно-Не приковском (А), Подгорненском (ClaCIICIII)' Восточ но-Коханском (CjaC1PIII), Горбуновском (62) и дру гих месторождениях.
Для регулирования процессов заводнения ис пользуются преимущественно порошкообразные ПАА марок РОА-1 041 , РОА-1 020В, ОК8 ORP-F-40NT, ОК8 ORP-49NT, Accotrol 8-622, AN-132 и др.
При индивидуальном полимерном заводнении в пласт через нагнетательные скважины закачива ется оторочка раствора полимера. Объем отороч ки в разных проектах менялся от 5% до 30% поро вого объема в зависимости от геологического стро ения пласта и вязкости нефти. Концентрация по лимера в водном растворе изменялась от 0,03% до 0,15%. Наибольший эффект от применения дан ного метода следует ожидать для резко неодно родных пластов, содержащих высоковязкую нефть.
Полимерный раствор обладает свойствами ненью тоновских жидкостей. Пропускная способность по ристой среды для водного раствора полимера умень шается гораздо сильнее, чем увеличивается его вяз кость по сравнению с водой. Это явление характери зуется "фактором сопротивления" R и описывается отношением коэффициента подвижности воды к ко эффициенту подвижности полимерного раствора:
R= k) /1в _ kn l/1п
. Другой важнейшей характеристикой полимер ного раствора является "остаточный фактор сопро тивления" Аост, определяемый как отношение ко эффициентов подвижности воды до и после филь трации раствора полимера в пористой среде, Т.е.
R = k) f1,
ост knB / J.1nB .
Возникновение "остаточного сопротивления" объясняется адсорбцией полимера в пористых сре дах и проявляется даже после полного вытеснения из них раствора полимера.
На эффективность полимерного заводнения су щественное влияние оказывают воды, используемые для приготовления раствора полимера. Установле но, что при использовании минерализованного ра створителя (воды) "фактор сопротивления" прояв ляется в меньшей степени, чем в бессолевом ра створе. В кислой среде величина фактора сопро тивления меньше, чем в нейтральной или щелоч ной средах. Гидрофобизация пористой среды так же снижает эффект "фактора сопротивления".
В жестких водах свободная фильтрация раство ров ПАА осуществляется лишь в кислой среде при рН 7, однако "фактор сопротивления" в этом слу чае значительно уменьшается.
50. Т 1 - Циклическое заводнение. Метод изменения направления фильтрационных потоков.
7Т. Метод изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП) и циклическое заводнение
Технология метода заключа ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается из менение направления фильтрационных потоков до 90°.
Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неус тойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю щейся водонасыщенности).
Изменение направления фильтрационных потоков достига ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигну тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффек тивен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.
Циклическое заводнение
В качестве методов, избирательно понижающих проницаемость породы, можно использовать периодическую закачку газа (воздуха) или активных компонентов нефти в процессе заводнения. Весьма простым и доступным методом выравнивания проницаемостей послойно-неоднородных пластов может оказаться закачка суспензии гашеной извести. Циклическое заводнение, увеличение давления закачки агентов для поддержания пластового давления, применение тепловых методов воздействия на залежи высоковязких нефтей также позволяют регулировать степень охвата пласта воздействием. В то же время ряд методов одновременно улучшает степень промывки пласта и увеличивает коэффициент вытеснения нефти из пористой среды. Некоторые из перечисленных методов увеличения коэффициента охвата, например, периодическая закачка воздуха, нефти, а также закачка загустителей для воды известны давно. Методы закачки пены, СЩР, ПДС, гелеобразователей появились недавно и проходят промысловые испытания. Многие физико-химические и гидродинамические явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных рабочих агентов в частично обводненные нефтяные залежи, изучены недостаточно полно. В связи с этим основные параметры технологии их применения в конкретных геолого-физических и технологических условиях выбираются лишь на основе качественных представлений о характере взаимодействия закачиваемых композиций химреагентов в пласте.
51. Т 1 - Тепловые методы повышения нефтеотдачи.
Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС)
Целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.
Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.
Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:
закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;
спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.
Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.
При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.
Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН.
Pис. 5.10. Скважинный электронагреватель:
1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.
Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 5.11).
Рис. 5.11. Изменение температуры на забоях скважины во времени при электропрогреве:
1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 - 10,5 кВт.
Кривые 1, 2 - для скважин Арланского месторождения, остальные - для Ишимбайского
Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.
52. Т 1 - Метод внутрипластового горения.
11. Внутрипластовое горение
Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах.
В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки термической перегонки нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450 - 500 °С, происходит следующее.
Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом горения.
Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.
Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг-процесса.
Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.
Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом.
Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения.
Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур.
Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения.
При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон (рис. 3.18).
I. Выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса, в которой закачанный воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне после прохождения фронта горения.
II. Зона горения, в которой максимальная температура достигает 300 - 500 °С. Теплота в этой зоне передается главным образом за счет конвекции.
III. Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте.
IV. Зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры. Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как 002, СО и N^.
V. Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента - нефть, воду и газы.
VI. Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной.
VII. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой нефти низкой.
Термодинамический и гидродинамический расчеты процесса внутрипластового горения представляют сложную задачу, но в специальной литературе имеются приближенные методы расчета параметров процесса. Горение в пласте происходит в результате выгорания коксоподобного остатка, крекинга и разгонки нефти, на что расходуется от 5 до 15% запасов пластовой нефти. Это количество зависит от пластовых параметров, химического состава нефти и других факторов. Экспериментально определяется количество коксового остатка на единицу объема пласта. Затем расчетным путем или также экспериментально определяется количество окислителя (воздуха), необходимого для сжигания единицы массы коксового остатка. Причем считается, что не весь кислород воздуха используется на процесс, а только часть. Это учитывают введением коэффициента использования воздуха, равного 0,8 - 0,9. По мере расширения фронта горения в пласте количество нагнетаемого воздуха соответственно должно увеличиваться.
Горение коксоподобного остатка нефти происходит при температуре около 375 "С. Для поддержания такой температуры, а следовательно, непрерывного горения необходимо сжечь от 20 до 40 кг кокса на 1 м3 породы. Такое количество кокса могут дать только тяжелые нефти с относительной плотностью выше 0,870. Легкие нефти не дают нужного для процесса количества коксоподобного остатка. С другой стороны, очень тяжелые нефти, с относительной плотностью свыше 1, также приводят к неэффективности процесса, поскольку в этом случае содержание кокса в нефти чрезмерно велико и объем вытесняемой нефти может оказаться незначительным.
Для сжигания 1 кг кокса требуется примерно 11,3 м3 воздуха при 100%-ном использовании кислорода воздуха. Однако для расчетов принимают коэффициент использования от 70 до 90 %. Таким образом, для обеспечения процесса горения на 1 м3 породы, содержащей от 20 до 40 кг кокса, потребуется примерно от 325 до 500 м3 воздуха.
Воспламенение кокса в пласте происходит либо принудительно, либо самопроизвольно. Так, например, на залежи нефти Павлова Гора на одном участке фронт горения был создан самопроизвольно после прокачки около 600 тыс. м^ воздуха в течение 66 сут (около 4-х месяцев с учетом перерывов). Для ускорения процесса на другом участке инициирование горения в пласте было осуществлено с помощью забойной газовой горелки в течение 54 ч. За это время на забое было введено около 25 млн. кДж теплоты. Для розжига пласта используются также забойные электронагреватели и зажигательные химические смеси. Дальнейшее поддержание горения осуществляется закачкой необходимого количества окислителя - воздуха.
Различают прямоточный процесс внутрипластового горения и противоточный. При прямоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении нагнетаемого воздуха, т.е. от нагнетательной скважины к окружающим эксплуатационным. В этом случае пласт разжигается со стороны нагнетательной скважины. Считается, что прямоточный процесс горения эффективен при сравнительно легких нефтях. Нефть вытесняется по всему пласту впереди фронта горения при температурах, близких к пластовой, что является недостатком. При противоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении, противоположном нагнетаемому воздуху, т. е. От эксплуатационных скважин к нагнетательной. В этом случае нефть разжигается на забоях эксплуатационных скважин при последующей подаче окислителя через центральную нагнетательную скважину. При этом прогретая зона остается не за (фронтом горения, как при прямоточном процессе, а перед ним, что способствует более эффективному вытеснению нефти.
Кроме того, различают сухое и влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Сухое горение осуществляется при подаче окислителя атмосферного воздуха, практически не содержащего водяных паров. При влажном горении на 1 м3 воздуха добавляется около 1 л воды. При сверхвлажном горении содержание воды доводится до 5 л.
Учитывая, что при генерации пара в зоне внутрипластового очага горения при испарении связанной воды пар способствует наиболее полному вытеснению нефти из плохопроницаемыхзон, предложено в нагнетаемый воздух добавлять некоторое количество распыленной влаги для генерации пара в зоне горения.
При избытке кокса и при малом количестве связанной воды такое мероприятие может привести к некоторому понижению температуры в зоне горения и переносу теплоты в зону, расположенную впереди фронта горения, за счет испарения воды и последующей ее конденсации. Кроме того, добавление некоторого количества воды снижает удельный расход воздуха, а следовательно, и мощности компрессорной станции. Имеются данные, указывающие, что при влажном горении удается снизить удельный расход воздуха в 1,5 - 3 раза.
Контроль за процессом горения в пласте осуществляется как с помощью измерения температур на забоях добывающих и специальных наблюдательных скважин, так и путем анализа выходящих газов, главным образом на содержание в них CO2
53. Т 1 - Метод закачки пара в пласт.
С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт — главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или водяного пара для роста нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потока-
ми пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр. Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах)
высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудо-ванием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений. Сколько в единице массы воды будет содержаться воды в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. Если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар
называется насыщенным. Важная характеристика процесса вытеснения нефти теплоносителями — пластовая температура и ее распределение. Поле температуры в пласте при закачке в него теплоносителя рассчитывают на основе уравнения теплопереноса. Этот процесс можно реально осуществлять только вблизи паронагнетательных скважин. Если в пласт нагнетают насыщенный пар, то по мере удаления от нагнетательной скважины в результате потерь тепла в кровлю и подошву пласта и влияния теплопроводности в горизонтальном направлении сухость пара будет непрерывно уменьшаться, так что на определенном расстоянии от нагнетательной скважины пар полностью сконденсируется и превратится в горячую воду. Однако важно отметить, что температура в области насыщенного пара будет близка к постоянной — она изменяется только вследствие увеличения или уменьшения давления при фильтрации пара. Важным показателем процесса закачки в пласт теплоносителей является ŋт — коэффициент тепловой эффективности процесса, у который при росте безразмерного времени коэффициент тепловой эффективности процесса воздействия на пласт путем закачки в него пара уменьшается, поскольку с течением времени все большее количество тепла будет уходить в кровлю и подошву пласта.
Применения циклических паротепловых обработок скважин показал, что на каждые 2—3 т водяного пара, закачанного в призабойную зону нефтяной скважины с целью ее глубокой тепловой обработки, можно получить дополнительно 1 т нефти. Опыт показал, что разработка месторождений высоковязкой нефти путем вытеснения нефти из пластов теплоносителями экономически приемлема. При этом экономические показатели получают более высокие, чем в процессе разработки на естественных режимах. Вместе с тем использование теплоносителей возможно только во время разработки месторождений, залегающих на глубине не более 1000 м, вследствие значительных потерь тепла в стволе, а также при плотных сетках скважин (не менее (4—5)10 м /скв), что с увеличением глубины и стоимости скважин ведет к большим капитальным затратам.
54. Т 1 - Горизонтальные скважины – метод интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.
Бурение горизонтальных скважин (ГС), а также зарезка боковых стволов (БС) из высокообводнен ных и низкодебитных скважин считаются наиболее перспективными методами интенсификации добы чи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
Данные методы особо актуальны для месторож дений со сложным геологическим строением про дуктивных залежей, в том числе на поздней ста дии их разработки. В неоднородных коллекторах, эксплуатирующихся вертикальными скважинами при обычном заводнении, остается множество не выработанных пропластков, "целиков" и других заб локированных зон.
На месторождениях с обширными водонефтяны ми зонами и газовой шапкой из-за близости водо нефтяных и газонефтяных контактов часто не вскры ваются целые пропластки. Выработка таких нефтена сыщенных пропластков и зон часто возможна только горизонтальным стволом с заданной ориентацией.
В Самарской области горизонтальными скважи нами вскрывались продуктивные пласты Красного родецкого и Кулешовского месторождений, вари анты разработки с ГС (БС) рассмотрены для Озер кинского, Кудиновского, Сологаевского, К)жно-Не приковского и некоторых других месторождений.
3.2.1. Применение горизонтальны~x скважин Ведущую роль в бурении и эксплуатации ГС в мире занимают США, где такие скважины исполь зуются для освоения запасов трещиноватых кол лекторов Оустин Чак (штат Техас), а также на Аляс ке, в штате Мичиган и на востоке страны. Наибо лее существенный рост количества пробуренных ГС в США произошел в 1990 г. - от 189 в 1989 г. до 1207 в 1990 г. В дальнейшем ежегодно их число увеличивалось на 1050-1100 единиц.
В Канаде ГС используются для освоения песча ников в западных провинциях, Т.е. на месторожде ниях тяжелых нефтеЙ. В середине 90-х годов хх века здесь бурил ось по 1220-1250 ГС в год.
В Западной Европе с помощью ГС разрабаты ваются все месторождения Северного моря, а так же морские месторождения Дании, Франции, Ита лии. Отдельные ГС имеют длину горизонтального участка до 3500-6000 м.
На Ближнем Востоке бурение ГС .осуществля ется главным образом в низкопроницаемых кол лекторах для увеличения их нефтеотдачи.
В отечественной практике применение гс от личается невысокой успешностью. Если за рубе жом свыше 80% гс подтверждают ожидаемые эф фекты, то в нашей стране - только 54%. Из числа успешных скважин прирост дебита в сравнении с обычными вертикальными скважинами составляет от 2-3 до 10-15 раз. Причины неудач следующие:
1) недостаточная изученность геологических условий залегания нефти на новых месторождени ях и вытеснения нефти на разрабатываемых пло щадях (затраты на исследовательские работы при проводке ГС за рубежом составляют 30% от сто имости строительства скважин, в России - не бо лее 7-8%);
2) отсутствие единого подхода к проектирова нию систем разработки с применением гс, в част ности, к обоснованию таких параметров, как раз мещение и плотность сетки гс, расстояние между гс (по забоям), направления гс в добывающих и нагнетательных скважинах, длины гс;
3) несовершенство технологий крепления гс и вскрытия пластов;
4) отрицательные результаты обработок приза бойных зон ГС методами, традиционно применяе мыми в вертикальных скважинах (например, СКО);
5) отсутствие надежного комплекса технического и геофизического оборудования, необходимого для регламентированной проводки ствола скважины и своевременной коррекции направления бурения.
Общие принципы~ выбора объектов и параметров ГС
Факторами, благоприятными для гс, являются наличие газовой шапки и (или) активный водона порный режим со стороны подошвы пласта. В та ких случаях применение гс сдерживает процессы конусообразования и способствует увеличению степени выработки запасов нефти.
В продуктивных пластах небольшой толщины (5 12 м) целесообразно планировать проводку гори зонтального участка ствола скважины в средней по толщине части пласта параллельно его кровле или подошве.
То же самое можно рекомен довать для монолитного одно родного пласта значительной толщины с преимущественно вертикальной трещиноватостью
и подстилаемого подошвенной
водой. В этом случае горизон тальный участок ствола распо- ~ -иО8 лагается не в средней части, а . ближе к кровле продуктивного ~ -1116 пласта. Благодаря большой .
площади фильтрации, такие скважины эксплуатируются с небольшими депрессиями для предупреждения прорыва воды
по вертикальным трещинам.
существенно снизить эффект от применения гс. Горизонтальный ствол, параллельный кровле или подошве, может пройти по одному из непродук тивных или слабопроницаемых прослоев, и боль шая часть продуктивного разреза окажется не вскрытой.
При однородном по проницаемости и большом по толщине продуктивном пласте можно рекомен довать пологонаклонные участки ствола в продук тивной части залежи. Гидродинамическое совер шенство ПЗС в этом случае многократно возрас тает. Если геологические условия или техническое оснащение бурильного инструмента не позволяют осуществить стабилизацию зенитного угла непос редственно при вскрытии продуктивного пласта, то используются горизонтальные участки вогнутой или выпуклой формы. На конечный результат это прак тически не влияет.
Конкретный угол наклона при пологонаклонном профиле зависит от общей толщины пласта и про тяженности горизонтальной части. Чем меньше толщина пласта и протяженней горизонтальный участок, тем более высокий угол отклонения, и на оборот. В этом случае наименование "горизонталь ный ствол" имеет условный характер. Задача зак лючается в том, чтобы "Гс" пересек все продук тивные пропластки.
Возможны частные случаи:
а) верхняя пачка залежи имеет худшую прони цаемость, чем нижняя. Вначале под углом мень шим 900 проходят верхнюю пачку, а затем нижнюю под тем же или еще меньшим углом. Величина угла наклона ствола скважины для верхней и нижней частей залежи определяются также в зависимости от их толщины и протяженности "горизонтальной" части;
б) нижняя пачка залежи имеет худшую прони цаемость, чем верхняя. При всех прочих равных условиях верхняя пачка пород проходится под меньшим углом, чем нижняя.
В случаях, когда пачка продуктивных пластов имеет высокую послойную неоднородность по про ницаемости, она, как правило, не вскрывается об щим фильтром или в последующем предусматри вается комплекс мер по предотвращению нерав номерной выработки отдельных пропластков. 80З можно также разделение общей пачки пластов на две-три группы с примерно одинаковыми коллек торскими характеристиками и последующим ис пользованием того же принципа.
Если продуктивный пласт небольшой толщи ны имеет неоднородную структуру, при которой продуктивные пропластки перемежаются с не продуктивными прослоями, то такие пласты це лесообразно вскрывать волнообразным профи лем (см. рис. 3.9). Перед освоением скважины про изводится перфорация нужных интервалов колонны. Многократное вскрытие каждого из про слоев идентично уплотнению сетки скважин, что приводит не только к увеличению текущих отбо ров нефти, но и к увеличению конечной нефтеот дачи.
80лнообразный ствол скважины не рекоменду ется применять:
а) в малых по толщине продуктивных пластах при наличии в кровле или подошве активных водонос ных или газоносных, а также поглощающих плас тов. Такое ограничение обосновано возможным выходом ствола скважины за пределы пласта при строительстве скважины;
б) в продуктивной части при вскрытии неболь ших по толщине пластов, состоящих из прослоев горных пород, резко отличающихся по твердости. 8 этом случае затрудняется регламентированная проводка горизонтального участка ствола скважи ны.
8ыбор длины горизонтальной части ствола за висит от целевого назначения бурения скважины, коллекторских свойств пласта, диаметра скважи ны и множества других факторов. Протяженность гс может составлять от 40-50 м до 1 км И более. Определяющую роль при выборе длины гс играют техника-экономические показатели.
55. Т 1 - Применение растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов.
Деэмульгаторы, т.е. искусственно синтезированные ПАВ, способные вытеснить с поверхности частиц дисперсной фазы природный эмульгатор и разрушить «броню», но не способных стабилизировать вновь эмульсию любого типа, т.к. его молекулы не обладают структурно-механическими свойствами. Вытеснение же природных эмульгаторов и «брони» протекает в несколько стадий. Сначала молекулы деэмульгатора, обладая намного более высокой поверхностной активностью, адсорбируются на молекулах эмульгато ров и «брони», резко увеличивая их смачиваемость дисперсионной средой, куда они постепенно и выте сняются. А освобождённые места тут же заполняются молекулами деэмульгатора.
Технология применения деэмульгаторов
Технология применения деэмульгаторов сводится к трём стадиям:
Введение реагента в эмульсионный поток и его распределение в дисперсионной среде;
Подготовка дисперсной фазы к слиянию, путём адсорбции на границе раздела фаз молекул деэмульгатора с разрушением защитных оболочек;
Разделение эмульсии на составляющие её фазы.
Эффективность первой стадии определяется фи зико-химическими свойствами эмульсии и деэмуль гатора, гидродинамическими характеристиками обрабатываемого потока и технологией ввода реагента и целиком зависит от интенсивности диспергирования деэмульгатора. Управление этой стадией осуществляется изменением степени перемешивания эмульсии с деэмульгатором и выбором способа ввода реагента. При этом, надо помнить, что увеличивая интенсивность перемешивания мы увеличиваем не только степень диспергирования реагента, но и дисперсной фазы, что повышает устойчивость эмульсии. Что касается способа ввода реагента, то различают следующие его технические решения:
1. Ввод в виде растворов с концентрацией 0,05 - 2,00 % мас ;
2. Ввод в товарной форме без дополнительного разбавления;
3. Ввод в виде низкоконцентрированной тонко дисперсной эмульсии;
4. Ввод в виде водо-нефтяной эмульсии, содержащей, реагент.
Практика промысловой подготовки показала, что из двух первых способов предпочтение следует отдавать вв оду реагента в товарной форме, так как, при этом, его удельный расход снижается на 10 %, а качестве разделения улучшается. Третий способ оправдывает себя в основном для эмульсионных потоков с низкими гидродинамическими характеристиками. Четвёртый способ широкого распространения пока не получил, хотя он разрабатывался для замены третьего способа.
Эффективность второй стадии целиком определяется физико-химическими и коллоидными свойствами деэмульгатора и защитных оболочек. Управление этой стадией, в основном, сводится к примене нию мероприятий, помогающих реагенту разруши ть защитные оболочки или, хотя бы создающих в них дефекты. Принято различать механические и физические способы. Под механическим способом понимают дополнительное диспергирование частиц дисперсной фазы, например, в центробежном насо се. Ибо дробление этих частиц в 8 - 30 раз настоль ко увеличивает поверхность раздела фаз, что бронирующих элементов просто престаёт хватать для её заполнения. В результате, до 70 % этой поверхности оказывается лишенной защитных слоев. Однако, при этом, скорость оседания таких частиц резко уменьшается.
Под физическими методами воздействия понимается создание дефектов в структуре защ итных оболочек либо за счет процесса массообмена в момент разгазирования эмульсии; либо -за счет удаления из защитного слоя одного из компонентов, например, при нагревании. В процессе разгазирования молекулы газа, переходя в окружающую среду, способны разорвать практически любую «броню», причём, в образовавшиеся дефекты немедленно ус тремляются молекулы деэмульгатора. Однако, этот процесс может сопровождаться как диспергированием так и коалесценцией капель дисперсной фазы. Так, в гидроциклонных сепараторах дисперсность понижается ~ на 16 %, а в вертикальных трапах по вышается ~ на 18 %. При нагреве из защитных сло ев удаляются кристаллы парафина и, частично, смолы и асфальтены.
Эффективность третьей стадии целиком определяется Стоксовыми силами. Управление этой стадией, в основном, сводится к понижению вязкости дисперсионной среды (как правило, за счет нагрева) и укрупнению капель дисперсной фазы с помощью специальных устройств - каплеобразователей (коалесценторов).
Поскольку физико-химические свойства деэмульгатора влияют на две стадии из трёх методам его подбора должно быть уделено особое внимание. При чём, из-за широкого разнообразия нефтей, реагентов и существующих технологий подготовки это до статочно сложная и до конца не решенная задача. Наибольшей популярностью пользуется следующий подход. Все нефти, в зависимости от плотности вязкости делятся на три типа (Табл. 20.).
Все деэмульгаторы. в зависимости от гидрофильно-гидрофоб ного баланса (выражаемого фенольным числом) тоже делятся на три типа (Табл.21). Причем, с уменьшением фенольного числа деэмульгаторы теряет растворимость в воде, увеличивая растворимость в нефти.
Охарактеризовать вероятность успешного дейст вия деэмульгаторов можно с помощью табл.22.
Табл. 20.
Классификация нефтей для подбора деэмульгатора
|
Типы нефтей |
Физико – химические свойства |
|
|
Плотность, кг/м3 |
Вязкость, н. с/м2. 10-3 |
|
|
Средние Тяжелые Очень тяжелые |
835 – 845 846 – 870 > 870 |
5 – 10 10 – 15 > 15 |
Табл.21.
Классификация деэмульгаторов по фенольному числу
|
Группа |
Пределы фенольных чисел |
Пример реагента |
Значение фенольного числа |
|
1 2 3 |
Более 9 6 – 9 4 - 6 |
Проксанол 186-65 Проксамин 385-65 Проксанол 305-65 Реапон – 4 Дипроксамин 157-65М Проксамин НР – 71М Реапон – 3 Реапон – 1М СНПХ - 41 |
17,3 17,2 14,7 9,4 7,3 6,1 5,5 5,3 < 5 |
Табл.22.
Оценка вероятности успешного действия деэмульгаторов
|
Типы нефтей по плотности |
Вероятность (%) эффективной обработки эмульсий группами Д/Э |
Доля нефтей по группам |
||
|
3 |
2 |
1 |
||
|
Средние Тяжелые Очень тяжелые: 871 – 900 кг/м3 > 900 кг/м3 |
43,2 13,5 11,0 32,3 |
20,7 8,5 9,8 61,0 |
22,1 23,4 22,1 32,5 |
17,6 41,2 35,3 5,9 |
Таким обратом, маслорастворимые деэмульгаторы и условно водорастворимые (группа 3 и 2) об ладают повышенной селективностью, а водораство римые реагенты (группа 1) относятся к универсаланым препаратам.
Существует и другая методика подбора необходимого деэмульгатора. Согласно неё все нефти в за висимости от отношения содержания асфальтенов и смол к содержанию в ней парафинов условно разде ляются на 3 группы: нефти смешанного состава, или группа А (0,8 - 1,4); нефти смолистые, или группа В (2 - 3); нефти высокосмолистые, или группа С (отношение > 3). При таком подходе, элементы селективности мо жно обнаружить у всех групп деэмулъгаторов.
Особо хочется подчеркнуть, что в любом случае речь идёт лишь о вероятности успешного действия, т.е. окончательный приговор может быть вынесен только после практических испытаний, при этом, тип эмульсии (В/М или М/В) на выбор реагента су щественного влияния не оказывают.
Особенности применения деэмульгаторов для обессоливания нефтей
Однозначно установлено, что для нефтей с плотностью 820 - 900 кг/м3 при ГОСТовской глубине обезвоживания до 0,5 - 1,0 % мас. нормируемое содержание хлористых солей для 1 и 2 группы качес тва может быть получено только в том случае, если исходные пластовые воды содержали не более 60 г/л (1030 кг/м3 ) хлористых солей, т.е. были практи чески пресными.
В этом случае, к деэмульгаторам, кроме обычных, предъявляются дополнительные требования:
они должны способствовать предотвращению отло жения солей и механических примесей в технологи ческом оборудовании и коммуникациях;
способствовать концентрированию механических примесей на границе раздела фаз в аппаратах, откуда они долж ны периодически отводиться и обрабатываться отдельно.
Главным фактором, влияющим на эффективнос ть обессоливания является процесс смешения обез воженной нефти с промывочной водой, её количест во и правильность подбора деэмульгатора.
Кратковременное интенсивное перемешивание (например, на насосе) мало эффективно, т.к. приводит к образованию труднорасслаивающейся тонкодисперсной эмульсии, в которой дробление крупных капель явно преобладает над коалесценцией мелких глобул.
Наиболее эффективно зарекомендовали себя процессы перемешивания в трубопроводе при хорошо развитой турбулентности потока (Re = 5000 – 10000) и некотором времени контакта. При этом, расход пресной воды достигает 10 % об., скорость движения потока 1 – 5 м/с, а время контакта промывной воды и обрабатываемой нефти около 1 мин. При этом, деэмульгатор должен действовать быстро, а это означает, что его заранее надо ввести в промывочную воду, из которой скорость адсорбции значительно выше, чем из объёма нефтяной фазы, а расход меньше. При этом, передозировка деэмульгатора недопустима, ибо это тут же приведёт к возникновению тонко диспергированных глобул воды. А раз так, то на стадии обессоливания более подходят деэмульгаторы с относительно высоким поверхностным натяжением. А это именно водорастворимые неионогенные ПАВ. В системе же сбора более целесообразны маслорастворимые неионогенные ПАВ.
При этом, горячие дренажные воды как на стадии глубокого обезвоживания, так и на стадии обессоливания целесообразно частично возвращать на начало процесса, вплоть до УПСВ, утилизируя при этом тепло и повторно используя оставшийся деэмульгатор, облегчая при этом сепарацию.
Особенности применения деэмульгаторов в системе сбора
В настоящее время реагент – деэмульгатор в системе сбора подают либо на забой скважины (с помощью глубинных дозаторов), либо в затрубное пространство (при газлифте его распыляют с помощью специального устройства в газовую линию высокого давления), либо в выкидные линии, либо на ГЗУ, либо, наконец, на ДНС перед первой ступенью сепарации. Именно от правильности выбора места подачи реагента во многом зависит эффективность его применения. Точку подачи деэмульгатора в каждом конкретном случае определяют самостоятельно, исходя, в первую очередь, из соображений целесообразности и возможности их обслуживания, и лишь затем подбирают дозировку исходя из предела 20 – 50 г/т, что при невысоких температурах сбора должно обеспечивать требуемую глубину обезвоживания. При этом, и это главное, необходимр, чтобы от точки ввода до аппарата предварительного сброса нигде не происходило интенсивного передиспергирования эмульсии.
Технико – технологические способы обезвоживания и обессоливания нефтей (оформление соответствующих схем)
В практических условиях обезвоживание нефти, как правило, начинается ещё в системе сбора путём осуществления так называемой внутритрубной деэмульсации. Суть её сводится к введению в эмульсию (при максимально возможном сохранении её температуры) соответствующего деэмульгатора в одну из вышерассмотренных точек с немедленным выводом отделённой воды ещё до УПСВ в специальных расширительных камерах, где скорость движения потока снижается в 5 – 6 раз.
При этом, для относительно лёгких нефтей с плотностью до 880 кг/м3 и небольшой обводнённостью (до 2 – 3 %) оптимальными условиями считаются: Re = 6000 – 10000, расход реагента до 20 г/т и время перемешивания 40 – 60 мин.
Для тех же нефтей, но имеющих обводнённость до 50 % число Рейнольдса должно быть снижено до 3000 – 4000; а время отстоя не должно превышать 30 мин при том же расходе деэмульгатора (15 – 20 г/т).
Для тех же нефтей, но с обводнённостью свыше 50 % число Рейнольдса должно быть увеличено до величин порядка 40000.
Для относительно тяжелых нефтей (с плотностью свыше 880 кг/м3) все указанные цифры по расходу ПАВ и времени перемешивания в среднем увеличиваются на 20 – 25 %. Путевая деэмульсация применяется как для эмульсий типа В/Н, так и для эмульсий типа Н/В.
Для водо – нефтяных газонасыщенных эмульсий типа В/Н может быть применён так называемый барботажный метод обезвоживания, суть которого сводится к следующему: исходную эмульсию подают под водяную подушку, содержащую деэмульгатор. При этом, эмульсия должна быть разбита на мелкие капли, например, продавливанием через перфорированные трубы (маточники). В каждой полученной капле нефти содержатся глобулы воды. По мере всплытия, сопровождающегося понижением давления на каплю гидростатического столба воды, в последней образуются многочисленные газовые пузырьки, постепенно сливающиеся в один со всё увеличивающимся размером. В результате, нефтяная капля превращается в большой газовый пузырь покрытый нефтяной плёнкой настолько тонкой, что водяные глобулы уже не могут в ней поместиться, выступают из неё и начинают контактировать с водяной подушкой, постепенно сливаясь с ней. А газовый пузырь продолжает свой подъём, пока не попадёт в слой нефти, находящийся над водяной подушкой. Нефтяная плёнка сливается со слоем нефти, а газовый пузырёк, разрушаясь, переходит через слой нефти в газовую фазу, находящуюся над слоем нефти.
Применить подобный метод к эмульсии Н/В ( разумеется с нефтяной подушкой ) невозможно, ибо капли этой эмульсии в нефтяной подушке будут не всплывать, а тонуть. Давление на них будет увеличиваться, что сделает выделение газа невозможным.
56. Т 1 - Вытеснение нефти из пласта растворителями.
Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходят капиллярные явления. Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть — вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или глобул нефти, т. е., по сути дела, ее диспергировании. Вследствие указанных причин нефть остается в пористой среде пластов, подвергаемых заводнению, в виде пленок на зернах пород и глобул, находящихся в тупиковых порах или местах пористой среды пластов, обойденных водой. Если бы нефть вытеснялась из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникло бы в нефть, а углеводороды нефти — в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Однако если применять в процессе разработки нефтяных месторождений метод вытеснения нефти путем закачки в пласты одних только растворителей, то последние, вымыв из пластов нефть, останутся в недрах. Ясно, что оставляемое в пластах вещество должно быть доступнее и дешевле нефти. В качестве растворителя, вытесняющего нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Однако это дорогостоящие вещества. Дешевле использовать воздух, воду и в определенных условиях природный газ и двуокись углерода. При этом следует учитывать, что вода в обычных пластовых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к возникновению совершенно иного процесса извлечения нефти из недр — внутрипластового горения. В процессе вытеснения нефти из пластов неограниченно смешивающимися с ней веществами растворителями коэффициент вытеснения может быть доведен до 100%. Если использовать оторочки растворителя, продвигаемые по пласту сухим газом, коэффициент вытеснения нефти по-прежнему остается высоким, но при этом наблюдается неустойчивость контакта газ — растворитель, оторочка довольно быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с сухим газом. Таким образом, в случае применения сухого газа в качестве вещества, проталкивающего оторочку растворителя, фактически снижается коэффициент охвата пласта процессом вытеснения. В наклонных пластах после вытеснения нефти оторочкой растворителя, проталкиваемой сухим газом сверху вниз, прорывы его становятся не столь существенными и процесс вытеснения нефти из пласта осуществляется более эффективно. Эта происходит при обычных, недостаточно высоких пластовых давлениях. Если давления более высокие, процесс смешивания сухого газа и углеводородного растворителя происходит более интенсивно в определенных физических условиях — до неограниченной смешиваемости. Оказалось, что с дальнейшим повышением пластового давления, опять-таки в определенных физических условиях, оторочка растворителя вообще становится излишней, так как между нефтью и газом возникает область полного смешивания сухого газа с углеводородами, выделившимися из нефти, и затем углеводородов с самой нефтью. Вытеснение нефти из пластов сухим газом в области полной смешиваемости его с углеводородами нефти получило название процесса вытеснения нефти из пластов газом высокого давления. Если оторочка растворителя продвигается вследствие закачки в пласт воды, образуется область совместной фильтрации растворителя и воды как двух несмешивающихся жидкостей, в результате чего оторочка размазывается по обводненной области пласта. В этом случае в пласте существует и область смешения нефти и растворителя, и область несмешивающихся жидкостей. Процесс образования и роста области смешения нефти и растворителя как и в случае циклического нагнетания газа обуславливается молекулярной и конвективной диффузией. Однако в последнем случае жирный газ из пласта вытесняется сухим. Вязкости этих газов практически одинаковы. Если нефть вытесняется оторочкой растворителя, то вязкость нефти в основном более высокая, чем растворителя. Поэтому на характер процесса смешивания этих жидкостей в пласте и, следовательно, на образование оторочки необходимого размера будет оказывать существенное влияние различие вязкостей нефти и растворителя.
Проблема развития методов разработки нефтяных месторождений с использованием закачки в пласты углеводородных растворителей, обогащенного газа и обычного газа при высоком давлении носит технико-экономический характер. Она заключается в том, что при использовании указанных
методов в пласт необходимо закачивать значительные количества ценных углеводородов, далеко не полностью извлекаемых из него во время вымывания углеводородной оторочки нагнетаемыми в пласт водой или газом. В начале развития методов извлечения нефти из пластов оторочками углеводородных растворителей предполагалось, что эти оторочки будут составлять
всего 0,05—0,10 порового объема пластов.
57. Т 1 - СКО. Кислотные ванны (16-24).
Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.
Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.
Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.
Таблица 5.1. Рекомендуемые объемы раствора НСL на 1 м толщины пласта
|
Порода |
Объем раствоpa НСL, м3/м |
|
|
при первичных обработках |
при вторичных обработках |
|
|
Малопроницаемые тонкопористые |
0,4 - 0,6 |
0,6 - 1,0 |
|
Высокопроницаемые |
0,5 - 1,0 |
1,0 - 1,5 |
|
Трещиноватые |
0,6 - 0,8 |
1,0 - 1,5 |
Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС (табл. 5.1).
При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концентрация раствора - 12 %, максимальная - 20 %.
Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.
В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.
Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, при температуре 30 - 60 °С - 1 - 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтрализации кислоты.
Многочисленные опыты и исследования показали, что кислота в карбонатных породах не образует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом (растворение протекает более равномерно вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий. Но все равно образующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL в исходном растворе и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.
Увеличение исходной концентрации - недостаточно эффективный способ, так как он вызывает коррозию металла и оборудования, способствует образованию нерастворимых осадков в продуктах реакции. Увеличение скорости закачки считается эффективным средством, но оно лимитируется поглотительной способностью скважины и мощностью применяемого насосного оборудования. Применение добавок - более эффективное средство. Количество уксусной кислоты в растворе, применяемом для замедления, увеличивают в несколько раз по сравнению с необходимым для стабилизации. Так, при ее содержании 4 - 5 % от общего объема раствора скорость нейтрализации замедляется в 4 - 5 раза. Это означает, что раствор сохранит свою активность на расстояниях (при одномерном движении) в 4 - 4,5 раз больших при прочих равных условиях.
58. Т 1 - Кислотные обработки под давлением.
Кислотная обработка под давлением. При простых солянокислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.
СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.
Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев п их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.
Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества.
Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых прослоев h и их пористостью m по формуле
Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5 - 2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.
Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НСL без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.
59. Т 1 - Термохимическое воздействие (2 этапа, Mg).
Термокислотные обработки
Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция.
Хлористый магний (MgCL2) остается в растворе.
Существуют два вида обработки.
Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %.
Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.
Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности.
Поинтервальная или ступенчатая СКО
При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т. е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. При обсаженном и перфорированном забое используют обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСL по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.
60. Т 1 - Глинокислотные обработки.
Область применения. Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород.
Состав кислоты. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот.
Химическая сущность метода. Плавиковая кислота разрушает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глинистого раствора (каолин), проникшие в пласт при бурении, и кварцевый минерал (кварц). Плавиковая кислота хранится в сосудах из свинца, воска, парафина, эбонита и др., т.к. стекло и керамика разлагаются этой кислотой. Второй компонент глинокислоты соляная кислота - существенно влияет на эффективность обработки. Выделяющийся, при глинокислотной обработке, газообразный SiF образует с водой кремневую кислоту. В нейтральной среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты предотвращает выпадение геля, т.к. в кислой среде кремниевая кислота находится в растворенном виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль AlF3 в хорошо растворимую соль AlCl3 . Если пласт представлен не только глинизированными песчаниками, а содержит и карбонаты, то при взаимодействии карбонатов с плавиковой кислотой образуется нерастворимая соль CaF2 , выпадающая в осадок.
При глинокислотной обработке следует избегать длительного контакта кислоты с металлом труб.
Двухрастворная обработка. Если песчаники сцементированы карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем — глинокислотную.
Двухрастворная обработка производится в двух вариантах:
закачкой соляной кислоты в объеме, в 2.5 - 3.0 раз превышающем объём углекислоты, с целью ликвидации образованных осадков фтористых магния и кальция;
закачкой соляной кислоты с последующим удалением продуктов реакции, а затем проведения работ согласно первому варианту.
При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.
61. Т 1 - Применение растворов ПАВ для ОПЗ.
При использовании воды в качестве агента вы теснения в непрерывных пластах сохраняется зна чительное количество остаточной нефти, которая делится на два основных типа: 1) не вовлеченная в процесс фильтрации нефть, сосредоточенная в застойных и недренируемых зонах, а также слоях, не охваченных воздействием; 2) нефть, оставшая ся в частично промытых объемах пласта.
В первом случае принято говорить о снижении коэффициента охвата пласта воздействием вслед ствие неравномерного вытеснения нефти, обуслов ленного наличием малопроницаемых прослоев и зон, а также различием вязкостей нефти и воды. Во втором случае причиной неполного вытеснения нефти является низкий коэффициент вытеснения, обусловленный слабой отмывающей способностью воды или высоким поверхностным натяжением на границе раздела водной и нефтяной фаз.
Химические реагенты, добавляемые в закачивае мую воду на начальных стадиях разработки месторож дений, способствуют увеличению коэффициента вытеснения нефти. Хорошие эффекты были получены в результате применения поверхностно-активных ве ществ (ПАВ), щелочей, кислот и растворителей.
На поздней стадии разработки месторождений -чаще всего используют реагенты, способные увеличивать коэффициент охвата за счет повышения ильтрационного сопротивления обводненных прослоев и зон, такие как полимеры, биополимеры, ~олимеры со сшивателями, полимердисперсные системы (ПДС), коллоидно-дисперсионные системы (КДС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС) ,; другие осадкогелеобразующие композиции.
Для достижения комбинированного эффекта и мобилизации сразу нескольких факторов, увеличивающих нефтеотдачу, используют комплексные технологии воздействия на продуктивные пласты. К их числу относятся мицеллярно-полимерное заводнение, щелочно-полимерное заводнение, методы, основанные на совместной закачке полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и растворителей, а также совместное использование физических методов (акустическое и ультразвуковое воздействие, вибровоздействие) и химических реагентов.
ПАВ, или "технические мыла", являются химическими реагентами, способными уменьшать межфазное натяжение между нефтью и водой, что обеспечивает эффект лучшего вымыва ния нефти из пластов (см. рис. 5.1). За счет улуч шения смачиваемости породы водой последняя впитывается в поры, занятые нефтью, равномер нее движется по пласту и полнее вытесняет из него нефть.
По ионной характеристике ПАВ делятся на ионо генные и неионогенные.
Ионогенные ПАВ диссоциируют в водных ра створах на ионы и подразделяются на: а) анионо активные (АПАВ); б) катионо-активные (КПАВ); в) амфолитные.
АПАВ (например, нефтяные сульфонаты) более активны в щелочных растворах, КПАВ - в кислых, амфолитные - в тех и других. Недостатком АПАВ является их способность взаимодействовать с со лями Са и Mg и выпадать из раствора в виде нера створимых осадков. Большинство КПАВ вообще не растворяется в минерал изо ванных пластовых во дах, что технологически ограничивает их примене ние.
При заводнении отечественных месторождений в основном применяют неионогенные ПАВ (не дис социирующие на ионы НПАВ), которые характери зуются высокой поверхностной активностью и низ кой адсорбируемостью на поверхности пород. Наи более известны ОП-4, ОП-1 О, Неонол АФ9-12, Пре воцел W-ON, Превоцел W-OF, Конокс J-109, Тер житол и др.
Малоконцентрированный раствор ПАВ типа оп 1 О снижает поверхностное натяжение между не фтью и водой с 35-45 до 7-8,5 MHjM и изменяет краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Оптимальной массовой концентрацией НПАВ в воде считается 0,05-1%.
Вытесняющую способность ПАВ оценивают сравнением коэффициентов вытеснения нефти 0,05%-ным раствором ПАВ с коэффициентом вы теснения нефти водой (базовым вариантом раз работки). Если коэффициент вытеснения нефти
00,05%-ным водным раствором ПАВ по сравнению с водой увеличивается на 10% и более, то резуль таты лабораторных испытаний считают удовлетво рительными.
Для сокращения расходов желательно исполь зовать ПАВ, обладающие высокой поверхностной активностью. Это позволяет уменьшить начальную концентрацию раствора.
Важно помнить, что адсорбция существенно уве личивает объем ПАВ, необходимый для заводне ния, и стоимость работ возрастает. Это особенно важно в случаях, когда горная порода характери зуется низкой проницаемостью и высокой загли низированностью (до 25%).
Адсорбционную способность ПАВ определяют в лабораторных условиях. Через естественные об разцы пород фильтруют раствор с возрастающей концентрацией ПАВ при скорости, близкой к про мыславой. Затем получают изотерму адсорбции для породы. В результате этих опытов определяют предельную адсорбцию. Допустимая адсорбция не должна превышать 0,3-0,4 Mrjr.
Кварцевые песчаники и карбонаты обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ. Алев ролиты и полимиктовые коллекторы обладают зна чительно большей адсорбционной активностью.
При постоянной температуре вязкость раство ра НПАВ увеличивается с ростом концентрации реагента, что иногда вызывает необходимость его подогрева на промысле. Увеличение температуры при постоянной концентрации раствора НПАВ спо собствует снижению вязкости
Адсорбция, химическая деструкция и биоразру шение способствуют обеднению раствора НПАВ по мере его продвижения в пори стой среде, что при водит к формированию на фронте вытеснения вала неактивной воды. Этот последний возрастает, и результирующий механизм сводится к доотмыву остаточной нефти раствором НПАВ, отстающим от вала неактивной воды. Кроме того, сами НПАВ не обладают высокой активностью, снижая поверхно стное натяжение в лучшем случае до 0,1 MHjM.
Для решения проблемы создаются композици онные системы, в которых присутствуют "жертвен ные" для адсорбции ПАВ, а основной реагент дол жен обладать химической и биологической стабиль ностью плюс способностью создавать в обводнен ной среде условия для диспергирования остаточ ной нефти и проталкивания ее в виде микроэмуль сии.
Комбинированием АПАВ с НПАВ часто добива ются снижения интенсивности адсорбции и усиле ния смачивающей способности раствора. Значе ние межфазного натяжения при этом достигает 0,001 MHjM.
Для предотвращения химической деструкции НПАВ в состав вытесняющих композиций могут вводиться электронодонорные и электроноакцеп торные добавки, которые ингибируют каталитичес кую активность компонентов пластовой среды, а по отношению к раствору НПАВ играют роль ста билизаторов.
62. Т 1 - Обработка ПЗП пенами.
См. лекции Титов
63. Т 1 - Определение вязкости (неньютоновская, эффективная).
Вязкостью называют свойство жидкостей и газов, характеризующее сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой. Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости . Вязкость углеводородных газов зависит от T и P. Вязкость входит во многие гидродинамические расчеты. Согласно закону Ньютона сила внутреннего трения (F), проявляющаяся при перемещении одного слоя жидкости или газа относительно другого, прямо пропорциональна графику относительной скорости перемещения и площади соприкосновения слоев:
,
где:
- коэффициент динамической вязкости;
S - площадь параллельно перемещающихся слоев;
- градиент скорости, в направлении перпендикулярном к плотности соприкосновения слоев.
В системе СИ вязкость выражается в и называются паскаль – секунда (Па·с). Можно выражать вязкость и через дин·с/см2. Эта единица называется пуазом. (1 Па·с = 10 пуазам). Наиболее распространен сантипуаз (сП). 1 Пуаз = 100сПуазам.
Иногда в расчетах пользуются коэффициентом кинематической вязкости:
.
В системе СИ – м2/с
В системе СГС – см2/с – стокс.
Коэффициент динамической вязкости природных газов можно рассчитать по приведенным параметрам. Для природных газов коэффициент динамической вязкости при Pат и различных температурах можно рассчитать по формуле:
При давлениях более P5мПа коэффициент динамической вязкости газа при заданных P и T можно рассчитать по формуле:
,
где:
- приведенная плотность.
;
.
При содержании в природном газе более 5% (объемных), азота или других неуглеродных компонентов следует учитывать его влияние на вязкость газа по правилу аддитивности:
, где
ya – мольная доля азота в составе смеси;
– коэффициенты динамической вязкости азота и углеводородной части смеси газов.
Для определения коэффициента динамической вязкости смеси газов неизвестного состава, но известной относительной плотности его по воздуху используют номограмму С. Г. Ибрагимова.
Вязкость газов с ростом их молекулярной массы уменьшается, а жидкостей – растет.
64. Т 1 - Десорбция полимера (виды десорбции).
65. Т 1 - Коэффициент механической стойкости полимера.
66. Т 1 - Понятие фильтруемости раствора полимера в пористой среде.
67. Т 1 - Технология ОПЗ методом жидкофазного окисления легких углеводородов.
68. Т 1 - Технология закачки в пласт оксидата.
69. Т 1 - Инжекционный смеситель. Принцип работы.
70. Т 1 - Условия эффективного применения метода жидкофазного окисления.
71. Т 1 - ОПЗ пласта термореактивной смесью.
72. Т 1 - Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи пластов.
5.2. Мицеллярное заводнение
Технология применения ПАВ в виде микроэмуль сий - мицеллярных растворов (МР) - предназначе на для воздействия на обводненные нефтяные пла сты.
Основой для приготовления таких растворов служат водомаслорастворимые ПАВ. Эти ПАВ со держат достаточно длинные гидрофобные углево дородные радикалы, которые обеспечивают их ра створимость в нефти. Гидрофильные полярные группы в молекулах таких ПАВ одновременно спо собствуют их растворению в воде.
ПАВ, растворимые в нефти и воде, называются мицеллообразующими или коллоидными. Тип мик роэмульсии определяется видом ПАВ. С преобла данием гидрофильной части образуется тип "мас ло в воде", с преобладанием гидрофобной части "вода в масле".
Особенностью МР является молекулярная ра створимость, которая достигается в результате увеличения концентрации ПАВ в растворителе (воде или нефти). Если обычные вещества после достижения предельной концентрации выделяют ся в виде отдельной микрофазы (жидкости или осадка), то мицеллообразующие ПАВ в раствори теле образуют мицеллы, являющиеся термодина мически стабильными системами. Мицеллы быва ют сферические и пластинчатые размером от 10-6 ДО 10-4 мм. Размер мицелл значительно меньше, чем размер диспергированных частиц в обычных эмульсиях типа "масло в воде" или "вода в масле". Поэтому МР можно охарактеризовать как микро эмульсию в том смысле, что он содержит диспер гированные частицы субмикроскопического разме ра.
Вместе с тем эта смесь обладает свойствами истинного раствора, в частности, оптической про ницаемостью и устойчивостью к осадкообразова нию.
Главное свойство мицеллярных растворов - это способность к солюбилизации, Т.е. к самопроиз вольному растворению веществ, в обычных усло виях не растворимых в данном растворителе. На пример, нефть становится растворимой в мицел лярной системе "вода-ПАВ", хотя она обычно не растворяется ни в воде, ни в истинном водном ра створе ПАВ. Обладая способностью "вбирать" в себя воду и (или) нефть, МР снижают поверхност-
ное натяжение на границе контакта фаз до сверх низких значений и тем самым создают условия для их частичного или полного смешивания. Поверх ностное натяжение между углеводородной и вод ной фазами в оптимальных мицеллярных системах не превышает 0,001 MHjM, что, как следует из рис. 5.1, весьма эффективно снижает остаточную неф тенасыщенность.
В состав МР в разных соотношениях входят:
1) вода (пресная или минерализованная с за данными минерализацией и составом);
2) ПАВ (чаще всего водонефтерастворимые ве щества - алкил-ариловые сульфонаты; нефтяные сульфонаты; нонил-фенолы и др.);
3) углеводородная жидкость (сжиженный газ, керосин, сырая легкая нефть и др.);
4) электролит, добавляемый для изменения вяз кости раствора (хлорид натрия, сульфат аммония или др.);
5) содетергент, или стабилизатор - спирт (изоп ропиловый, бутиловый, гексанол и т.п.).
Изменяя процентное содержание компонентов (см. табл. 5.1), можно получать устойчивые мицел лярные растворы с заданной внешней или внутрен ней фазой.
Для простоты использования мицеллярных ра створов иногда применяют концентрат мицелляр ной жидкости, которая в промысловых условиях доводится до мицеллярного раствора с необходи мыми свойствами добавкой воды. Примерный со став концентрата - 65% углеводорода, 28% нефтя ного сульфоната и 7% спирта (Веллайд 220). Кон центратом является также так называемая раство римая нефть. Ее получают добавлением ПАВ (суль фоната натрия) и содетергента (этиленглиголя или изопропилового спирта) в сырую нефть. Содержа ние воды - 4-7%. Концентрат имеет внешнюю не фтяную фазу, а после разбавления водой стано вится раствором с внешней водной фазой.
К наиболее важным технологическим свойствам мицеллярных растворов относятся вязкость, плот ность и стабильность.
Вязкость МР в первую очередь зависит от про центного содержания воды, причем влияние обвод ненности различно для различных типов раство ров.
Например, безводный раствор, содержащий 76% пентана, 19% сульфоната и 5% изопропилово- го спирта, имеет вязкость 1 мПа·с. С ростом со держания воды вязкость увеличивается, достигая максимума 100 мПа с при содержании воды 45%. В этой точке происходит инверсия фаз, внешней фазой становится вода (тип "масло в воде"). В даль нейшем вязкость раствора снижается по мере уве личения содержания воды.
ДЛЯ МР, имеющего в качестве безводной части концентрат Веллайд 220, абсолютные значения вязкости существенно ниже, а меняется она в го раздо меньшей степени с изменением процентно го содержания воды. В интервале обводненности 50-80% при температуре 240С вязкость практически постоянна и составляет 22 мПа·с, при 430С - не превышает 14 мПа·с, при 660С - составляет поряд ка 6 мПа·с.
Независимо от типа ПАВ и других компонентов, МР, содержащие более 80% воды, обладают ма лой вязкостью (не более 5-7 мПа·с).
На вязкость мицеллярных растворов существен но влияют содержание солей, концентрация соде тергента, вязкость углеводородной жидкости, тем пература.
Увеличение минерализации водной фазы может в несколько раз снизить вязкость раствора.
Увеличение концентрации содетергента обыч но снижает вязкость.
Повышение вязкости при меняемой углеводо родной жидкости при водит К повышению общей вязкости раствора.
С увеличением температуры вязкость любых мицеллярных растворов падает.
Плотность МР зависит от плотности составляю щих компонентов и их процентного содержания. С увеличением процентного содержания воды плот ность раствора повышается практически по линей ному закону.
Стабильность МР означает, что он должен оста ваться вязкой однофазной микродисперсной эмульсией при достаточно большом содержании солей кальция и магния, при высокой температуре пласта, при сильном разбавлении водой и нефтью в процессе движения по пласту.
Стабильность мицеллярного раствора сохраня ется при содержании в воде соли хлористого на трия от 6 до 10-15 г jл в зависимости от типа ПАВ. При содержании в воде солей кальция и магния более 5 мгjл мицеллярные растворы становятся неустойчивыми и превращаются в эмульсии.
При температурах более 60-650С мицеллярные растворы претерпевают инверсию фаз, переходят в двухфазное эмульсионное состояние - водонеф тяную эмульсию и свободную воду, Т.е. разруша ются.
Механизм процесса вытеснения нефти мицел лярным раствором заключается в следующем.
Оторочка МР проталкивается оторочкой водно го раствора полимера, а затем обычной водой. Перед фронтом вытеснения мицеллярным раство ром разрозненные глобулы остаточной нефти сли ваются в непрерывную фазу, вытесняемая нефть накапливается в передней части движущегося во- донефтяного вала. В тыльной части водонефтяно го вала формируется зона повышенной водонасы щенности.
Динамика добычи следующая. Сначала из пла ста извлекается 97 -99% воды до момента подхода нефтяного вала. Затем обводненность извлекае мой продукции падает до 40-75%. После прохода нефтяного вала обводненность вновь возрастает, и затем извлекается значительная часть оторочки мицеллярного раствора вместе с растворенной в нем остаточной нефтью и поглощенной водой.
На эффективность мицеллярного заводнения влияют такие факторы:
1. Неоднородность пластов - вызывает нерав номерность перемещения зон, "размазывание" границ между ними, снижает эффективность вы теснения.
2. Объем и тип оторочки - при размере отороч ки МР с внешней нефтяной фазой свыше 5% поро вого объема неслоистого образца породы обеспе чивается 100%-ное, полное вытеснение остаточ ной рассеянной нефти (если порода гидрофиль на). Применение аналогичного раствора для воз действия на слоистые модели пласта обеспечива ет извлечение 70-80% остаточной нефти. В гидро фобной среде извлекается не более 55-65% оста точной нефти.
Водные мицеллярные растворы обеспечивают меньшее вытеснение остаточной нефти, но они требуют и меньшего расхода дорогостоящих ПАВ. Оторочка размером 4-5% порового объема позво ляет извлечь до 85-90% остаточной нефти. Отсю да важный вывод: вероятная инверсия растворов с внешней нефтяной фазой за счет постепенного их насыщения пластовой и закачанной водой не приводит к существенному ухудшению показате лей вытеснения.
3. Буферный раствор - закачка оторочки МР без буферной жидкости (раствора ПАА) обеспечивает лишь 50%-ное извлечение остаточной нефти, а при закачке загущенной воды в количестве 5-6% объе ма пор степень извлечения достигает максимума 90-95%. В реальных неоднородных средах требу ется значительно больший буферный объем с по степенно снижающейся вязкостью.
4. Солевой состав - большое содержание со лей, особенно двухвалентных катионов кальция и магния, в породе и пластовой воде ухудшает про цесс вытеснения нефти мицеллярными раствора ми. Наличие солей приводит к снижению активно сти ПАВ, повышению межфазного натяжения меж ду углеводородной и водной фазами раствора, уве личению вязкости раствора. В результате эффек тивность воздействия снижения.
Отрицательное влияние минерализованной пла стовой воды устраняется:
а) добавлением к мицеллярным растворам ней трализующих соединений (карбоната или триполи фосфата натрия);
б) прокачкой перед мицеллярным раствором пресной воды или раствора хлористого натрия, так называемой предоторочки;
в) увеличением концентрации содетергента;
г) выравниванием содержания солей по коли честву и составу в мицеллярном растворе и плас товой воде, включая породу. При сбалансирован ном содержании солей в мицеллярном растворе и пласте не будет происходить переход их из воды или породы в мицеллярный раствор и наоборот.
5. Темп вытеснения - увеличение темпа закачки мр и последующего его вытеснения способствует повышению эффективности метода.
73. Т 1 - Особенности технологии повышения производительности горизонтальных скважин.
Повышение продуктивности ГС Призабойная зона гс представляет собой часть пласта, окружающую перфорированный или откры тый интервал горизонтальной части ствола.
Наиболее часто для воздействия на ПЗС при меняются следующие операции: блокирование вер тикальной трещиноватости, характерной для кар бонатных коллекторов, например, полимерными или нефтеэмульсионными растворами; повышение общей проницаемости горизонтальной части ство ла кислотными растворами или кислотными мик роэмульсиями; удаление продуктов реакции.
При проведении поинтервальных кислотных об работок наиболее предпочтительны два варианта. 1-й вариант основан на применении специальных гидравлических пакеров, разобщающих обрабаты ваемый интервал пласта, 2-й вариант - на исполь зовании вязкоупругих составов, играющих роль разобщителя.
Технологияпоинтервальной(избирательной) об работки заданного горизонтального участка пласта с использованием гидравлических резиновых паке ров основывается на включении их в компоновку спускаемых в скважину НКТ. При закачке кислоты одновременно происходит распакеровка и обработ ка пласта соляной кислотой через перфорирован ную трубу, расположенную между двумя пакерами.
Принципиальная схема такой обработки пред ставлена на рис. 3.10.
Технология осуществляется в следующей пос ледовательности. После предварительных иссле дований намечаются интервалы обрабатываемых участков. 8 скважину спускают колонну НКТ таким образом, чтобы башмак колонны находился на рас стоянии 20-30 м от дальнего конца первого (начи ная с забоя) выбранного участка горизонтального ствола, предназначенного для обработки (ри с.3.1 ОА). Затем в горизонтальную часть ствола за качивают разделительную жидкость, обладающую низкой фильтруемостью по отношению к продук тивному коллектору. 8 качестве такой жидкости может быть использована высоковязкая дегазиро ванная нефть, высоковязкие растворы полимеров, КМЦ и других химических реагентов (рис.3.1 ОБ). Поднимают часть колонны НКТ и устанавливают башмак-центратор в дальний конец обрабатывае мого интервала (рис.3.108). Далее при открытой задвижке на затрубном пространстве закачивают в НКТ расчетный объем соляной кислоты, продав ливают его обратной эмульсией в горизонтальную часть ствола до верхней границы обрабатываемо го интервала (рис.3.1 ОГ). После закрывания зад вижки на затрубном пространстве создают избы точное давление, достаточное для продавки кис лотного раствора в пласт (рис.3.10Д).
Кислотный раствор выдерживается в пласте в течение 16 часов для протекания реакции. 8се ос тальное проводится по традиционной схеме кис лотных обработок. 8 такой же последовательнос ти обрабатываются другие интервалы.
74. Т 1 - Простые кислотные обработки (этапы I, II, III, IV).
Простая кислотная обработка. Простая кислотная обработка производится для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения буровых растворов или их фильтрата в следующей последовательности. Сначала промывают забой с целью предварительной очистки. Затем проводят кислотную ванну для удаления глинистой корки, после чего забой снова промывают. Далее закачивают в пласт запланированный объем кислоты. После выдержки требуемой продолжительности для реакции кислоты с породой осваивают скважину.
75. Т 1 - Кислотоструйные обработки.
76. Т 1 - Применение растворителей для ОПЗ. Органические растворители.
77. Т 1 - Применение растворителей для ОПЗ. Водопоглотители.
78. Т 1 - Понятие адсорбции.
Механизм химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН)
При вытеснении нефти водой значительная часть нефти в пласте остается неизвлеченной. Основные причины неполного вытеснения нефти водой заключаются в следующем:
1) несмешиваемость вытесняющей и вытесняемой жидкостей приводит к образованию поверхности раздела, на которой действуют капиллярные силы, препятствующие вытеснению нефти;
2) часть нефти адсорбируется на поверхности зерен породы в виде слоя тяжелых компонентов в результате гидрофобизации пород-коллекторов;
3) различие вязкостей нефти и воды приводит к тому, что более подвижная, как правило, вода стремится прорваться через нефть к добывающим скважинам;
4) вследствие неоднородности пласта вытеснение происходит преимущественно из высокопроницаемых зон.
В настоящее время разрабатываются и широко внедряются в практику химические методы увеличения нефтеотдачи, суть которых состоит в том, что нефть вытесняется из пластов:
а) растворами различных активных примесей (полимеры, поверхностно-активные вещества (ПАВ), углекислота, минеральные соли, спирты, мицеллярные растворы и т.д.);
б) растворителями (сжиженный пропан, газовый конденсат и пр.), которые в виде пробок, или оторочек, продвигаются по пласту водой или сухим газом.
Механизм вытеснения нефти растворами активных примесей состоит в изменении вязкостей фаз, фазовых проницаемостей, капиллярного скачка между фазами. Например, при добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости. При вытеснении нефти карбонизированной водой (водным раствором CO2) уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз, снижается вязкость нефти, увеличивается вязкость водного раствора. При добавлении ПАВ в нагнетаемую воду происходит снижение поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, и т.д.
Относительные проницаемости и вязкости фаз зависят от концентрации C химического реагента (активной примеси) в водном растворе:
;
.
Сущность действия растворителей заключается в том, что нефть вытесняется из пласта смешивающейся с ней жидкостью. В результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникает в нефть, а углеводороды нефти – в растворитель, и с течением времени нефть практически полностью может быть вымыта из пласта.
Процессы вытеснения нефти растворителями требуют учета межфазной диффузии, но, несмотря на это, они также описываются в рамках математической модели, близкой к модели вытеснения нефти раствором активной примеси.
12.2. Дифференциальные уравнения двухфазной фильтрации
в присутствии активной примеси
Активная примесь с концентрацией С в водном растворе может растворяться в нефти и одновременно адсорбироваться на поверхности породы.
Пусть (С) – концентрация примеси в нефти, a(C) – количество примеси, адсорбированное пористой средой.
Будем считать, что параметры и a пропорциональны концентрации С:
a=ГС ; =КС,
где Г и К – коэффициенты пропорциональности.
Предположим также, что водный раствор активной примеси и нефть – несжимаемые жидкости, а их движение – прямолинейно-параллельное.
Выведем уравнение фильтрации, используя дифференциальные уравнения неразрывности, уравнения движения и баланса массы примеси.
Уравнения неразрывности для воды и нефти:
,
. (12.1)
Уравнения движения:
;
. (12.2)
Уравнение баланса массы примеси:
, (12.3)
где:
- количество примеси в единице объема пористой среды;
- скорость переноса массы примеси в общем потоке жидкости (плотность потока примеси).
Суммарная скорость фильтрации зависит только от времени:
.
Из системы уравнений (12.2) получим:
, (12.4)
откуда
.
Подставляя данное выражение в формулу (12.2) для водной фазы, получим:
, (12.5)
где - функция Бэкли-Леверетта.
Для нефтяной фазы: . (12.6)
Как и при вытеснении нефти водой, функция f равна доле воды в потоке. Однако при вытеснении нефти раствором активной примеси f зависит не только от насыщенности, но и от концентрации примеси С.
С учетом выражения (12.5) имеем следующую систему дифференциальных уравнений для определения водонасыщенности S и концентрации активной примеси C:
(12.7)
Введем безразмерные переменные:
и .
Тогда систему уравнений (12.7) можно переписать в виде:
(12.8)
где ; .
12.3. Движение скачков насыщенности и концентрации
Зададим начальные и граничные условия в виде:
в начальный момент времени - ; ;
на входе в элемент - ; .
При малой концентрации активной примеси С, когда (С)=КС и a(С)=ГС, распределение концентрации С имеет вид «ступеньки», как показано на рис. 12.1, 12.2. Тогда система уравнений (12.8) упрощается и принимает вид:
для зоны I, когда 0 с()
для зоны II, когда с( ) 1
Резкое изменение концентрации на границе зон I и II («скачок» концентрации) обусловливает резкое уменьшение насыщенности («скачок» насыщенности).
На рис.12.1 показано распределение насыщенности порового пространства водной фазой в случае слабой адсорбции активной примеси. Знаками «-» и «+» обозначены значения водонасыщенности соответственно перед скачком и после него.
Рис. 12.1. Распределение водонасыщенности при слабой адсорбции
активной примеси
- обычное заводнение
Для определения Vc (скорости движения жидкости с концентрацией примеси C), S- и S+ используют уравнения:
. (12.9)
Из первого уравнения определяют , из второго – Vс, из третьего - .
Уравнения (12.9) проще решать графоаналитическим способом. Для этого в координатах S-f(S) строят графики функций и .
1 - , вытеснение обычной водой, С=0 ;
2 - , вытеснение раствором активной примеси, С=С0.
Из точки с координатами (-b; -h) проводят касательную к кривой 2. На оси абсцисс в точке касания получают величину . По точке пересечения касательной с кривой 1 находят . По тангенсу угла наклона касательной к оси абсцисс определяют Vс.
Затем находят значение Sф, проводя касательную к кривой 1 из точки с координатами (S0, 0), и сравнивают его с .
Если Sф, имеет место слабая адсорбция примеси пористой средой, соответствующее распределение водонасыщенности показано на рис. 12.1.
Если >Sф, имеет место сильная адсорбция примеси пористой средой. При сильной адсорбции активной примеси скелетом породы график распределения водонасыщенности будет иметь вид:
Рис. 12.2. Распределение водонасыщенности при сильной адсорбции
- обычное заводнение
12.4. Сравнительный анализ построений (рис.12.1 и 12.2).
В обоих случаях на графиках распределения водонасыщенности выделяются три зоны:
А – зона невозмущенного течения перед фронтом вытеснения, в ней S=S0, С=0;
Б – водонефтяной вал, в котором примесь отсутствует. При слабой адсорбции примеси в зоне Б S==const; С=0. При сильной адсорбции фронт вытеснения нефти водой и передняя часть профиля водонасыщенности в зоне Б совпадают с фронтом вытеснения нефти и профилем водонасыщенности при обычном заводнении.
В – зона течения водонефтяной смеси в присутствии активной примеси. Здесь С=С0, насыщенность монотонно возрастает от за фронтом концентрации до на нагнетательной галерее.
Важным моментом является то, что в обоих случаях отмечается отставание фронта активной примеси от фронта вытеснения (наличие зоны Б).
Однако сильно сорбирующаяся примесь не изменяет момента начала обводнения добываемой продукции. Прирост нефтеотдачи получают лишь на поздней стадии разработки (к моменту подхода фронта концентрации к линии отбора).
При закачке слабо сорбирующейся примеси происходит отставание фронта вытеснения по сравнению с обычным заводнением, т.е. увеличивается безводный период эксплуатации, снижается обводненность добываемой продукции на начальной стадии водного периода (Sф), растете нефтеотдача уже на ранней стадии добычи нефти.
Коэффициент безводной нефтеотдачи (точнее, коэффициент вытеснения нефти в конце безводного периода) можно определить по формуле:
.
Аналогичное гидродинамическое описание применимо к процессам вытеснения нефти растворителями. Если оторочка растворителя продвигается по пласту закачиваемой водой, то образуется область совместной фильтрации растворителя и воды как двух несмешивающихся жидкостей, а также область смешения нефти и растворителя. Процесс образования и роста области смешения обусловливается молекулярной и конвективной диффузией.
Концентрацию растворителя в нефти, а также размеры области смешения можно определить, решая методом интегральных соотношений уравнение
,
где D – коэффициент диффузии, одновременно учитывающий различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей.
В
Б
А
S-
S+
S+
Sф
S0
S, С
S0
S*
С0
0
с()
ф()
0
SФ
S
S-
S+
S0
f
1
2
-b
-h
В
Б
А
S-
S+
Sф
S0
S, С
S0
S*
С0
0
с()
ф()
I
II
В
Б
А
S-
S+
S+
Sф
S0
S, С
S0
S*
С0
0
с()
ф()
0
SФ
S
S-
S+
S0
f
1
2
-b
-h
В
Б
А
S-
S+
Sф
S0
S, С
S0
S*
С0
0
с()
ф()
I
II
Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти qK{t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:
N- число скважин в ряду.