ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

1.1. Газонефтяное месторождение

Естественное скопление нефти (газа) в недрах называется нефтяной (газовой) залежью. Совокупность залежей, располо­женных на одном участке (районе) суши или моря, образует нефтяное (газовое) месторождение. Часто залежи нефти име­ют газовые шапки, а газовые - нефтяные оторочки. В этих случаях тип залежи или месторождения определяется по зна­чительности запасов одного из этих компонентов.

Существуют две теории происхождения нефти - органичес­кая и неорганическая. Более принята теория органического об­разования нефти и газа, по которой остатки животных и рас­тительности, разлагаясь в недрах Земли под действием высо­ких температур и давления, образовали углеводороды - состав­ляющие нефти и газа.

Нефть (газ) совместно с водой содержатся в разветвленной системе пор, пустот, поровых каналов, трещин, каверн между отдельными зернами или агрегатами зерен породы, которая на­зывается коллектор нефтяной залежи. Наличие пустот в кол­лекторе называется пористостью. Значение пористости опре­деляется коэффициентом пористости, т.е. отношением общего объема всех пустот в породе к геометрическому объему породы с пустотами. С увеличением глубины залегания пород порис­тость обычно уменьшается.

Нефтенасыщенность - отношение объема пор в залежи, за­полненных нефтью, к общему объему пор.

Проницаемость горных пород характеризует их способ­ность пропускать через себя жидкость и газ.

Абсолютная или физическая проницаемость - это прони­цаемость пористой среды при движении в ней какой-либо од­ной фазы - газа или однородной жидкости без физико-химиче­
ского взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкос­тью.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержа­нии в порах другой фазы - жидкой или газовой.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Упругость горных пород - способность их к изменению своего объема с изменением давления. Она влияет на перерас­пределение давления в пласте в процессе эксплуатации.

Внутреннее давление в пласте в процессе добычи нефти из залежи снижается, что приводит к уменьшению объема, а сле­довательно, к вытеснению из него жидкости и газа.

Карбонатность горных пород - суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды, поташа, известняка, до­ломита, сидерита и др. Значение этой величины является основой для выбора средств воздействия на них. Так, напри­мер, соляная кислота растворяет карбонаты, увеличивая число пор и поровых каналов, что приводит к возрастанию проница­емости.

Для получения притока нефти и газа к забоям скважин, ко­торые вскрыли нефтяную залежь, необходим перепад давле­ния между пластовым давлением и давлением на забое, созда­ваемым столбом жидкости и газа в скважине. Этот перепад давления называется депрессией. Количество жидкости, по­ступающей в скважину в единицу времени, т.е. дебит скважи­ны, зависит от пластового давления, значений всех сопротив­лений движению жидкости и депрессии.

1.2. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях

Пластовая жидкость может двигаться к забоям скважин под действием: напора краевых (контурных) вод; напора газовой шапки; энергии сжатого газа газонефтяной смеси; упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы; сил гравитации (тяжести) жидкости.

Забой добывающей скважины является местом, куда вслед­ствие пониженного давления стремится краевая вода и нефть, заполняя освобожденные поры пласта.

Газ газовой шапки давит на поверхность газонефтяного кон­
такта и вытесняет нефть к забою скважины, при этом газовая шапка увеличивается в объеме.

Снижение пластового давления вызывает выделение из нефти растворенного в ней газа, последний расширяется и приводит в движение нефть в направлении забоя скважины.

По мере извлечения нефти и газа из пласта за счет упру­гих сил нефти, воды, газа, а также вмещающей их породы, происходит снижение пластового давления. Это приводит к со­кращению объема порового пространства, что является допол­нительным источником энергии движения нефти к забою сква­жины.

Под действием сил гравитации (тяжести) нефть перемеща­ется из повышенных частей пласта к забою скважин, располо­женных ниже.

Силами сопротивления движению нефти по пласту являют­ся силы трения, гидравлические сопротивления, силы адгезии (прилипания) нефти к породе и капиллярные (молекулярно­поверхностные) силы, удерживающие нефть.

Основное сопротивление движению нефти создают силы трения внутри жидкости и о стенки поровых каналов. Силы трения зависят от вязкости жидкости и проницаемости породы при заданных давлениях и температуре пласта.

При двух- и трехфазном движении, т.е. при совместном движении нефти и газа или нефти, газа и воды, газ запирает (закупоривает) поры, что препятствует движению нефти.

Явление адгезии (прилипания) нефти к породе проявляет­ся в том, что нефть при контакте с поверхностью породы оста­ется на ее поверхности при свободном истечении ее под дейст­вием силы тяжести в виде пленки.

Капиллярные (молекулярно-поверхностные) силы проявля­ются на границе нефти и воды. Чтобы привести в движение нефть на контакте с водой, в пласте следует создать перепад давления, превышающий капиллярные силы, равные уравнове­шивающей силе тяжести.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поро- вое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, нахо­дятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей перемен­но, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта и в дальнейшем именуют приведенным. Пластовое давление рассчитывают по картам изобар.

Начальное пластовое давление обычно соответствует гидро­статическому давлению столба воды в скважине до глубины за­
легания данного пласта. Если пластовое давление значительно отличается от гидростатического, то говорят об аномально вы­соком или аномально низком пластовом давлении.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называ­ется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1 °С в метрах от устья скважины (по вертикали) называется геотер­мической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 °С.

Забойное давление - давление, поддерживаемое на забое скважины в процессе эксплуатации. Для притока продукции из пласта в скважину необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового.

Давление на устье скважины в насосно-компрессорных тру­бах (НКТ) называется устьевым или буферным.

Давление в затрубном пространстве между насосно-ком­прессорными трубами и эксплуатационной колонной называет­ся затрубным.

Статическим уровнем называется расстояние от устья до уровня жидкости в остановленной скважине.

Уровень жидкости в затрубном пространстве при эксплуа­тации скважины называется динамическим.

Геолого-энергетическая характеристика залежи определяет режим ее дренирования. В зависимости от темпа отбора жидкости и газа можно получить эффект вытеснения нефти водой или газом или за счет расхода энергии газа, растворенного в нефти. Поэтому режим дренирования залежи можно классифицировать как режим вытеснения нефти водой или газом; режим истощения внутренней газовой энергии залежи.

1.3. Химико-физические свойства нефти, пластовой воды и газа

Плотность (удельный вес) - одна из основных характерис­тик нефтей. Диапазон ее изменения - 750-1000 кг/м3. На практике иногда используют относительную плотность, т.е. безразмерную величину отношения плотности нефти (нефте­продукта) при стандартной температуре 20 °С к плотности дистиллированной воды при стандартной температуре 4 °С.

Плотность обычно измеряют с помощью ареометров. Для бо­
лее точного определения плотности нефти в лабораториях пользуются весами Вестфаля и пикнометром. Плотность изме­ряют в пластовых и поверхностных условиях. Плотность неф­ти в поверхностных условиях всегда выше вследствие разгази- рования.

Вязкость - свойство жидкости (газа) оказывать сопротив­ление перемещению одних ее частиц относительно других (внутреннее трение). Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и условную вязкость.

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности жидкости. Единицы вязкости в СИ: динамическая - Н-с/м2 = Па-с; кинематическая - м2/с. Условная вязкость - отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20 °С. (Иногда встречаются устаревшие условные единицы - градусы Энглера (°Е) и Барбы (°В), секунды Сейболта ("S) и Редвуда ("R).)

Вязкость является важнейшим физическим свойством неф­ти, определяющим ее движение в пластовых условиях и при транспортировке ее по трубопроводам. Вязкость измеряют с помощью вискозиметров. С увеличением температуры вяз­кость нефти уменьшается, а с повышением давления - незна­чительно увеличивается. Вязкость пластовых нефтей возраста­ет при давлении ниже давления насыщения из-за разгазирова- ния. Обычно вязкость нефти равняется 0,5-25 мПа - с (более 15 мПа - с - повышенная вязкость). Вязкость разгазированных нефтей значительно выше пластовых (в 3-15 раз). Вязкость газов заметно увеличивается с повышением давления и темпе­ратуры.

Одним из физических свойств нефтей и нефтепродуктов является их испаряемость. Испарение - это процесс перехода жидкости у поверхности на открытом воздухе из жидкого со­стояния в парообразное. Это свойство нефти и нефтепродук­тов необходимо учитывать в системах сбора и транспорта неф­ти на месторождениях.

Давление паров данной жидкости, находящихся в равнове­сии с ней, называют упругостью паров жидкости.

Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.

Количество газа, приходящегося на 1 т нефти, называется газовым фактором.

Процесс растворения газа в нефти определяет распределе­

ние компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами в нефтяной залежи. Весовая концентрация газа, рас­творяющегося в жидкости, пропорциональна его абсолютному давлению (при постоянной температуре) по закону Генри

 

Кривые растворимости реальных газов отличаются от кри­вых по закону Генри.

Количественные показатели растворимости газа зависят также и от способа дегазирования нефти - контактного и диф­ференциального. В первом случае весь выделившийся газ (при снижении давления) до конца процесса остается в контакте с жидкостью. Во втором - выделяющийся газ периодически уда­ляется из системы. В пластовых условиях при снижении дав­ления этот процесс ближе к контактному дегазированию.

Уменьшение объема нефти при ее дегазировании в промыс­ловой практике называется "усадкой" нефти. Коэффициент "усадки" нефти определяется как отношение плотности общего объема насыщенной газом нефти (отнесенной к атмосферным условиям) к плотности насыщенной газом нефти в пластовых условиях. Отношение 1 м3 нефти[1] в пластовых условиях к 1 м3 нефти в атмосферных условиях называется объемным коэф­фициентом для нефти.

Нефть и газ состоят из смеси различных углеводородных и неуглеводородных соединений. Углеводородные соединения - парафиновые, нафтеновые и ароматические (редко олефино- вые) группы углеводородов. Неуглеводородные соединения - кислородные, сернистые и азотистые соединения.

Основными химическими элементами нефти являются угле­род (82-87 % по весу) и водород (11-15 % по весу). В неболь­ших количествах в нефти могут содержаться кислород (до 1,5 % по весу), сера (0,1 -7,0 % по весу и более) и азот (до 2,2 % по весу); в еще меньших количествах присутствуют минеральные примеси - хлор, йод, бром, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, кремний, железо, никель и др.

Для характеристики нефтей и нефтепродуктов используют показатели температуры вспышки, воспламенения, самовоспла­менения, плавления и застывания.

Смесь паров нагреваемого нефтепродукта и воздуха вспыхи­вает при поднесении к ней огня при температуре, которая на­зывается температурой вспышки. При этом вспыхнувшее пла­мя мгновенно затухает. Температура вспышки ниже, если лег­че фракция нефти. Температуры вспышки, например, бензино­вых фракций составляют 40 °С, керосиновых от 28 до 60 °С, масляных от 130 до 325 °С. При температуре вспышки можно определить чистоту полученных фракций нефти и возмож­ность образования взрывчатых смесей.

После определения температуры вспышки нефтепродукта при поднесении огня его пары вновь загораются и не гаснут в течение некоторого времени. Эта температура называется температурой воспламенения.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нефтепродукт при контакте с воздухом самопро­извольно воспламеняется. Наиболее легко самовоспламеняются высококипящие нефтепродукты (300-350 °С).

Температурой плавления твердых нефтепродуктов (пара­фина и церезина) называется температура их перехода из твердого состояния в жидкое (в определенных условиях).

Температурой застывания называется температура, при ко­торой (в определенных условиях испытания) нефтепродукт теряет подвижность. Температура застывания в основном зави­сит от содержания парафинов и церезинов в нефти. Они яв­ляются важным показателем при транспорте и использовании нефтепродуктов при низких температурах.

Отметим электрические свойства нефтепродуктов. Нефте­продукты плохо проводят электрический ток. Некоторые из них используются как изоляторы - парафин, трансформатор­ное, конденсаторное масло и др. Электровозбудимость - свой­ство нефтепродуктов удерживать электрический заряд при движении нефтепродуктов в сосудах, трубопроводах и т.п. Для снятия электрических зарядов необходимо заземлять все уст­ройства, по которым транспортируются нефтепродукты.

Фракционный состав нефти - процентное содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных темпе­ратурных пределах при ее перегонке. При различных темпе­ратурах (температуре начала и конца кипения) определяют количество и качество составных частей нефти (фракций-дис­тиллятов). После обработки дистиллятов различные нефтепро­дукты получают в виде товарной продукции.

Товарные свойства нефтей определяются технологической классификацией. Она предусматривает показатели оценки нефтей: содержание серы в нефтепродуктах; содержание
фракций, которые вскипают до 350 °С, содержание базовых масел и их качество; содержание парафина; индекс вязкости.

В табл. 1.1 приводится принятая технологическая класси­фикация нефтей. Подготовленная нефть должна иметь показа­тели, соответствующие табл. 1.2.

В поровом пространстве нефтяной залежи вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплу­атации скважин остается неподвижной. Такую воду называют "связанной" (с породой), "реликтовой", "погребенной", "оста­точной". Эта вода может заполнить до 20 % объема пор и бо­лее. Остальная вода может выноситься к забоям скважин и подниматься на поверхность вместе с нефтью и газом. На практике такую воду именуют "пластовой".

Пластовые воды по степени полезности делятся на соле­ные, слабосоленые и пресные. Минеральные вещества (рас­творенные соли) натрия, калия, магния, железа, йода, брома и других определяют их общую минерализацию. Из газообраз­ных веществ в пластовые воды входят углеводородные газы и иногда значительное (до 25 %) количество сероводорода.

Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:

контурные (краевые) - воды в пониженных участках нефтяных пластов, подпирающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;

верхние контурные (верхние краевые) - в случае, если не­нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполне­на поверхностными водами;

подошвенные - воды в нижней части приконтурной зоны пласта; иногда они распространены по всей структуре, вклю­чая и ее сводовую часть;

промежуточные - воды, залегающие в пропластках нефтя­ных или газовых пластов;

верхние - воды, залегающие выше данного нефтяного (га­зового) пласта;

нижние - воды, залегающие ниже данного нефтяного (газо­вого) пласта;

смешанные - воды, залегающие выше данного нефтяного (газового) пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов или поступающие из выше- и нижележащих водонос­ных пластов.

К особым видам пластовых вод можно отнести текто­нические, шельфовые и технические. Тектонические воды мо­гут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Шельфовые воды - подземные воды шельфо- 14


 

 


вых частей материков, т.е. прибрежных частей дна Мирового океана. Техническая вода попадает в нефтегазовые пласты (особенно с низким пластовым давлением) при бурении сква­жин и ремонтных работах при эксплуатации скважин.

Основные физические показатели пластовых вод: плот­ность, соленость, минерализация, вязкость, температура, элек­тропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде.

Попутный нефтяной газ содержит большое количество про­пана, бутана и более тяжелых углеводородов. В зависимости от этого попутные газы можно условно разделить на три катего­рии:

бедные или сухие, содержащие до 50 г/м3 тяжелых углево­дородов (от пропана и выше);

средней жирности, содержащие от 50 до 400 г/м3 тяжелых углеводородов;

жирные, содержащие свыше 400 г/м3 тяжелых углеводоро­дов.

Большинство попутных газов из категории жирных. С лег­кой нефтью обычно добывают более жирные газы, с тяжелыми нефтями - в основном сухие газы.

Пропан и бутан легко сжижаются при небольших давлени­ях. Например, давление паров пропана при температуре 20 °С составляет 0,83 МПа. В пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами бу­дет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ в пластовых условиях находится в различ­ных состояниях в зависимости от давления насыщения - сво­бодном, растворенном, адсорбированном. Основные физические показатели - плотность, вязкость, растворимость, сжимае­мость. Плотность свободного газа по отношению к плотности воздуха называется относительной плотностью газа.

1.4. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа

Скопление нефти и газа наблюдается лишь в осадочных по­родах, которые образуются путем осаждения вещества в воде, а также из воздуха. Осаждение может быть механического, хи­мического и биогенного типов. Поэтому осадочные породы могут быть обломочными (галечники, гравий, песчаники, глины, ар­гиллиты), хемогенными (каменная соль, ангидрит, гипс, доло­
миты) и биогенными (известняки-ракушечники, мел, уголь, слан­цы). Поверхность земли более чем на 3/4 состоит из осадоч­ных пород.

Наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются песчаники, глины и алевролиты.

Песчаник - обломочная осадочная горная порода из сцемен­тированного песка. Он состоит в основном из зерен кварца, ча­сто с примесью полевого шпата. Обычный диапазон размеров зерен песчаника 0,1-2 мм.

Глины кроме обломочного материала (мельчайших зерен кварца, слюидов, шпатов) содержат глинистые материалы хи­мического разложения магматических пород и откладываются в водной среде. Обычно частицы глины размером менее 0,01 мм.

Алевролиты - осадочные породы в виде мелких обломков (0,01-0,1 мм), сцементированные в плотные горные породы. Хемогенные породы состоят из минералов того же названия. Биогенные породы образуются путем накопления органических остатков животных и растений, а также продуктов и х жизнедеятельности.

Осадочная толща земной коры состоит из различных слоев горных пород (пластов). Пласт - геологическое тело относи­тельно однородного состава. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, поверхность, ограничиваю­щая его сверху, - кровлей.

Толщина пласта обычно во много раз меньше его протяжен­ности.

В основном преобладают горизонтальные слои. В результа­те тектонических давлений (сдвигов) земной коры они могут быть наклонены, смяты в складки и разорваны. При этом обра­зуются различные структурные формы (структуры). Складка слоев горных пород, обращенная вверх, называется антиклина­лью. Типичным случаем расположения нефти и газа является антиклиналь, где в верхней части пласта располагается сво­бодный газ (газовая шапка), внизу вода, а между ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом (ВНК или ГНК).

1.5. Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежей

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверх­ность извлекается только часть запасов нефти в пластах. От­
ношение извлеченного из залежи количества нефти к ее пер­воначальным запасам называется коэффициентом нефтеотда­чи.

Различают текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи. В первом случае он определяется конкретной датой (временем) разработки, а во втором - в конце периода эксплуатации. Пре­кращение эксплуатации или "выбытие" ("списание") скважин из эксплуатационного фонда приурочено к предельной обвод­ненности (90-99 %) продукции или малым дебитам нефти.

Значения предельной обводненности и предельных дебитов определяются экономической целесообразностью разработки нефтяной залежи.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: ре­жима работы залежи, физических свойств пород и пластовых жидкостей, систем разработки залежи и т.д. Во многих слу­чаях нефтеотдача определяется в первую очередь режимом работы залежи, т.е. ее геолого-промысловой характеристикой.

В случае вытеснения нефти водой (водонапорный режим) объем залежи, занимаемый нефтью, непрерывно уменьшается. Перед фронтом воды движется все время в основном одна фаза - нефть, в связи с чем эффективная проницаемость породы для нефти все время остается достаточно высокой. Это дает значительный эффект вытеснения, достигающего 70-80 %. Такого же значения нефтеотдачи можно достичь при газо­напорном режиме (режим газовой шапки).

При работе залежи с газовым режимом (режим растворен­ного газа) снижение пластового давления ведет к выделению из нефти растворенного газа, что приводит к росту газонасы- щения породы и тем самым уменьшению эффективной прони­цаемости ее для нефти. Поэтому процесс истощения газовой энергии малоэффективен. Так, при газонасыщенности породы более 35 % наблюдается движение только газа. В конечном итоге коэффициент нефтеотдачи при этом составляет 10­30 %.

Каждый режим характеризуется определенными показате­лями в процессе эксплуатации залежи. Такими показателями являются обычно пластовое давление (отнесенное к начально­му контуру нефтеносности или среднее по площади) и газовый фактор. Эти показатели зависят в основном от темпов отбора и энергетической характеристики залежи. Отсюда становится ясной задача восполнения пластовой энергии путем закачки во­ды или газа, о чем будет указано ниже. Проекты разработки месторождения ориентируются на среднюю нефтеотдачу 40­50 %.

В настоящее время везде, где позволяют геологические усло­вия и это целесообразно с экономической точки зрения, созда­ется искусственный водонапорный режим. Более 80 % нефти в стране добывается из месторождений, на которых осуществля­ется поддержание пластового давления с применением закон­турного и внутриконтурного заводнения. Но и при водонапор­ном режиме коэффициент нефтеотдачи далек от единицы. При естественном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи составляет 50-80 %, а при искусственном - 40-60 %. Основная причина неполного извлечения нефти из недр - действие ка­пиллярных сил, проявляющихся при наличии межфазного на­тяжения на контакте нефть - вытесняющая жидкость.

Передвижение границы раздела нефть - вода происходит одновременно по нескольким поровым каналам разного сече­ния. В гидрофобной породе капиллярные силы препятствуют продвижению мениска, поэтому контакт нефть - вода быстрее передвигается по порам большого диаметра, оставляя нефть за­щемленной в мелких порах. В гидрофильной породе может на­блюдаться и обратная картина: за счет капиллярных сил кон­такт быстрее перемещается в порах малого диаметра, а защем­ленная нефть остается в крупных порах. Нефть может оста­ваться в промытой части пласта также в виде пленок на стен­ках поровых каналов.

К уменьшению нефтеотдачи приводит и неоднородность пласта. Вода быстрее продвигается по хорошо проницаемым зонам и пропласткам, оставляя "целики" нефти на малопрони­цаемых участках. Этот процесс еще более усугубляется, когда вязкость вытесняющего агента меньше вязкости нефти, и чем больше различие в вязкости, тем меньше нефтеотдача.

При заводнении продуктивных пластов стараются умень­шить вредное влияние перечисленных факторов: за счет воз­действия на призабойную зону пласта с целью выравнивания профилей притока и поглощения, регулирования режима рабо­ты нагнетательных и добывающих скважин, чтобы не допус­тить образования языков и конусов обводнения; одновременной раздельной эксплуатации продуктивных пластов и раздельной закачки воды, форсирования отбора, циклической закачки, из­менения направления фильтрационных потоков.

Эффективность перечисленных методов воздействия недо­статочна для сильно неоднородных пластов, особенно на место­рождениях высоковязких нефтей. Поэтому в настоящее время все более широкое распространение получают новые методы увеличения нефтеотдачи (табл. 1.3).

Большинство из представленных методов направлено на


 

снижение межфазного натяжения на границе нефть - вытес­няющий агент. Некоторые из этих методов приводят к ликви­дации границы раздела фаз (закачка оторочек жидких и газо­образных растворителей, растворение нефти в сухом газе вы­сокого давления). Часть методов обладает комплексным воздей­ствием. Так, закачка растворов поверхностно-активных ве­ществ и мицеллярных растворов к тому же улучшает моющие свойства вытесняющего агента, тепловые методы и использова­ние С02 приводят также к понижению вязкости нефти. Усло­вия эффективного применения методов увеличения нефтеотда­чи пластов являются ориентировочными, они изменяются с развитием техники и технологии методов воздействия.

Глава 2

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1. Системы разработки отдельных залежей нефти

При отборе нефти и газа из залежи одновременно происхо­дят взаимосвязанные процессы движения жидкости и газа в пласте под действием пластовых сил, а также подъем жидкос­ти и газа по стволу скважины. Эти процессы регулируются пу­тем ввода в эксплуатацию оптимального числа скважин и уста­новлением режимов их работы. Обычно имеется возможность изменить режим процесса и увеличить его эффективность на­гнетанием в пласт воды и газа. Можно управлять процессом разработки путем изменения числа скважин и порядка разме­щения их на залежи. Увеличение плотности сетки скважин (число скважин на единицу площади залежи) повышает темп отбора запасов и конечный коэффициент извлечения нефти.

Регулирование движением жидкости и газа в пласте к забо­ям эксплуатационных скважин при помощи размещения сква­жин, установления их числа и порядка ввода в эксплуатацию, установления режима их работы и баланса пластовой энергии называется разработкой залежи. Совокупность условий, при которых происходит разработка залежи, определяет собой сис­тему разработки.

Системы разработки отличаются по расположению сква­жин, числу и порядку ввода их в эксплуатацию, а также по способу воздействия на пласт.

По расположению скважин различают системы с равномер­ным и неравномерным их расположением.

Системы по числу и порядку ввода скважин в эксплуатацию подразделяются на сплошные (одновременное разбуривание всей площади), сгущающиеся (одновременное разбуривание всей площади с последующим уплотнением сетки скважин) и ползующие (разбуривание площади последовательно парал­лельными рядами).

По способу воздействия на пласт различают системы: без поддержания пластового давления и с его поддержанием. В первом случае используется внутренняя энергия пласта: естественный напор контурных вод, упругие силы пласта, газа, жидкости; во втором - энергия пополняется путем нагнетания воды или газа в пласт. В зависимости от способа поддержания пластового давления различают системы:

1) с законтурным заводнением; 2) с приконтурным завод­нением; 3) с внутриконтурным заводнением; 4) с площадным заводнением; 5) с поддержанием давления путем нагнетания газа в газовую шапку; 6) при закачке газа по всей площади залежи.

Нефтяные месторождения (залежи) вводятся в разработку в соответствии с проектами разработки и технологическими схе­мами разработки. Для получения достаточного для проектиро­вания разработки объема геолого-промысловой информации осуществляют пробную эксплуатацию месторождений, для чего составляется проект пробной эксплуатации.

"Регламент составления проектных и технологических доку­ментов на разработку нефтяных и газонефтяных месторожде­ний" требует, чтобы в проектных документах были обоснованы: выделение эксплуатационных объектов; порядок ввода объектов в разработку; выбор способов и агентов воздействия на пласты; системы размещения и плотности стенок добывающих и нагнетательных скважин;

способы и режимы эксплуатации скважин; уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;

методы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

физико-химические, тепловые и другие методы повышения нефтеизвлечения;

выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов;

требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

мероприятия по контролю и регулированию процесса раз­работки;

комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопас­ности, промсанитарии и пожарной безопасности при примене­нии методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

объемы и виды работ по доразведке месторождения;

вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В проектных документах оценивается воздействие на окру­жающую среду.

2.2. Методы вызова притока нефти или газа

Перед сдачей скважины в эксплуатацию ответственным и важным мероприятием является проведение процесса освоения или вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости к забою скважины возможен только благодаря уменьшению давления столба жидкости на забой до значения ниже пластового давления. Кроме понижения давления на забой, необходима очистка забоя от грязи, песка и бурового раствора с целью максимального снижения сопротивлений притоку в призабойной зоне пласта.

Обычно после окончания бурения скважина бывает заполне­на промывочным (глинистым) раствором. Этот раствор нужно быстро удалить из скважины, так как со временем твердые час­тицы раствора выпадают в осадок в зоне пласта, что приводит к уменьшению проницаемости и загрязнению пласта.

Промывка скважины - замещение столба раствора после бу­рения в скважине водой, снижение за счет этого давления на забой, очистка стенок забоя от глинистой корки и удаление осадка грязи и песка в скважине. Иногда с целью постепенно­го снижения давления на забой после промывки водой перехо­дят на замещение воды нефтью. Такое проведение процесса освоения хотя и задерживает сроки освоения скважины, но яв­ляется приемлемым, если призабойная зона пласта сложена рыхлыми песчаниками.

Наиболее распространенным способом в промысловой практике освоения скважины являлась аэрация раствора, т.е. ис­пользование сжатого воздуха или газа, так называемое "компрессирование" скважин. В настоящее время этот метод освоения запрещен из-за его взрывоопасности.

Сейчас скважины в основном осваивают путем понижения уровня жидкости в скважине, т.е. удаления ее при помощи специального поршня-сваба, спускаемого в скважину на сталь­ном канате. Свабирование обычно производится в НКТ диа­метром 73-114 мм, спущенных до забоя при установленной на устье арматуре. При погружении сваба жидкость, приподнимая нижний клапан, поступает в полость НКТ над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается и вся жидкость над свабом извлекается на поверхность.

Для очистки забоя от грязи, песка иногда проводят тарта­ние желонкой. Желонка - длинное узкое ведро с клапаном внизу, спускаемое в скважину, подобно свабу на канате. Диа­метр желонки составляет примерно 0,7 диаметра скважины, а ее длина может достигать 10-15 м. Спускоподъемные операции сваба или желонки осуществляют с помощью лебедки.

После начала притока обычно проводится процесс самоочи- стки забоя, который ведется до полного удаления промывочной жидкости.

Один из ответственных этапов при заканчивании скважин в бурении - этап вскрытия пластов. Методы вскрытия пластов в зависимости от пластового давления, значения нефтенасыщен- ности пласта, степени несовершенства зоны пласта, положе­ния газоводонефтяного контакта, глубины залегания пласта и других факторов могут быть различными при выполнении следующих требований:

предотвращение открытого фонтанирования; сохранение или улучшение природных фильтрационных свойств пород призабойной зоны;

увеличение безводного периода эксплуатации скважин. Важнейшим моментом при вскрытии пласта бурением является качество промывочного раствора. При использовании буровых растворов на водной основе в пласт могут проникать фильтрат и твердая фаза раствора, что ведет к ухудшению коллекторских свойств пласта и уменьшению продуктивности скважин.

При попадании воды из бурового раствора в нефтяной пласт происходит образование водонефтяной эмульсии. При взаимодействии фильтрата с пластовой водой в порах пласта могут образовываться осадки. Глинистые частицы при контакте с фильтром набухают. Поры пласта заполняются фильтратом. 24

Эти процессы снижают проницаемость призабойной зоны для нефти.

Для устранения этих последствий к растворам на водной основе добавляют специальные поверхностно-активные вещест­ва (ПАВ), а также используют растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты.

Пласты с давлением выше гидростатического, сложенные породами низкой проницаемости и содержащие глинистые час­тицы, вскрывают на утяжеленном растворе на нефтяной осно­ве. Для высокопроницаемых пород и трещиноватых без глини­стых частиц применяют утяжеленный глинистый раствор с добавками ПАВ. Для продуктивных горизонтов с давлением, равным гидростатическому, при вскрытии используют хлор- кальциевые или ме

<== предыдущая лекция | следующая лекция ==>
 | Техническая характеристика водоохладителя шахтного ОКВШ 325

Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2907;


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.04 сек.