Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела. Основы нефтяного и газового дела

• Название: Основы нефтяного и газового дела
• Анкор: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Дата: 04.02.2017
• Размер: 12.41 Mb.
• Имя файла: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Тип: Книга; #2110
• страница: 13 из 26

Раздел III

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

Г л а в а I

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

§ 1. ПЛАСТОВАЯ ЭНЕРГИЯ И СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, количество которой определяется пластовым давлением и общим объемом всей системы — нефтяной или газовой залежи и окружающей эту залежь водяной зоны.

Чем большие массы воды окружают нефтяную или газовую залежь и чем больше пластовое давление, тем большим запасом природной энергии обладает залежь.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в нем без движения в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта скважинами и создания на забое скважин давления, меньшего, чем в пласте, равновесие в нем нарушается: жидкость и газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на это перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движении жидкостей и газа в пористой среде. По мере расходования энергии пластовое давление в большинстве случаев снижается.

Таким образом, залегающие в пластах нефть и газ находятся под действием сил, совокупность которых обусловливает движение нефти, газа и воды в пластах при их разработке, а также характер и интенсивность этого движения.

Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть в пластах.

К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся:

1) вызываемые напором пластовых контурных вод;

2) проявляющиеся вследствие упругости пластовых водонапорных систем, т. е. упругости жидкости и самих пород пластов:

3) вызываемые напором свободного газа, заключенного в повышенных частях пласта (газовой шапке);

4) вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти;

5) сила тяжести нефти.

К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся:

1) внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вязкости;

2) трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы;

3) межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;

4) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.

Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем больше вязкость, тем больше силы сопротивления; чем больше скорость потока, тем больше силы сопротивления.

Сопротивление трению при прохождении жидкости и газа через породу зависит от размеров пор и каналов в породе, а также от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор.

Силы сопротивления при движении нефти через пески тем больше, чем меньше диаметр зерен и меньше сечение каналов в породе пласта.

Силы сопротивления в результате межфазного трения возникают при относительном Движении компонентов, вызванном разностью их вязкости.

В мелких порах большое значение имеют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие движущим силам пласта, стремящихся ее вытеснить.

Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта имеет существенное значение, определяющее величину нефтеотдачи пласта.

§ 2. РЕЖИМЫ ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки нефтяной или газовой залежи определяют режим дренирования залежи (чаще его называют режим залежи).

Принято давать название режиму по преобладанию в рассматриваемый период времени главной движущей силы.

Большая часть нефтяных залежей обладает так называемым водонапорным режимом, при котором движение нефти в пласте к скважинам осуществляется под действием наступающей краевой (контурной) воды. В идеальном случае при этом режиме нефтяная залежь постоянно пополняется водой из поверхностных источников, в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой из залежи нефти. Источниками питания такой водонапорной системы могут быть атмосферные осадки, различные водоемы, ледниковые воды.

По мере извлечения нефти из залежи освобождающееся поровое пространство в ней будет заполняться наступающей краевой водой и водонефтяной контакт (граница нефти с водой) будет непрерывно передвигаться по направлению к скважине. Если количество поступающей в пласт с поверхности воды будет равно количеству извлекаемой из скважины нефти, производительность скважины и давление в пласте будут оставаться в процессе эксплуатации постоянными. Если же из пласта больше будет извлекаться нефти, чем поступать в него жидкости, то давление в пласте и производительность скважины будут постепенно снижаться. Это также наблюдается, когда нефтяная залежь не имеет сообщения с дневной поверхностью и, следовательно, не получает пополнения энергии извне.

При водонапорном режиме эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигает скважин и вместо нефти из пласта будет извлекаться только вода.

Однако полного вытеснения нефти замещающей ее водой никогда не происходит. Дело в том, что нефть и вытесняющая ее вода движутся в пористом пласте одновременно. В процессе замещения нефти вода, имеющая обычно меньшую вязкость, будет неизбежно опережать нефть. По мере эксплуатации количество воды в общем объеме добываемой пластовой жидкости будет постоянно увеличиваться. Нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды.

Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта может распространяться процесс параллельного движения воды и нефти при постепенном возрастании содержания воды в потоке. И даже в том случае, если из скважины будет извлекаться чистая вода, в порах породы все же останется неизвлеченным то или иное количество нефти.

Показателем эффективности разработки нефтяной залежи служит так называемый коэффициент нефтеотдачи — отношение извлеченного из залежи количества нефти к начальным ее запасам.

Практикой установлено, что коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с водонапорным режимом может быть равным 0,5—0,8, т. е. из залежи возможно извлечь 50—80% общего количества нефти, имевшейся в ней до начала эксплуатации.

При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже в случае, если эта система не сообщается с поверхностью земли, в начальный период эксплуатации пластовая энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы при снижении давления в пласте. Объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000—1/2500 первоначального объема. Объем нефти при снижении давления на 1 МПа в зависимости от газонасыщенности увеличивается от 1/70 до 1/1400 первоначального объема, а объем породы при изменении давления на 1 МПа—от 1/10000 до 1/50000 своей величины.

Со снижением давления в залежи вода и нефть расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются, вода в пласте занимает место нефти, вытесняемой в скважины. Несмотря на то, что упругое расширение пластовой водонапорной системы при снижении давления в пласте ничтожно мало, все же это явление играет большую роль при эксплуатации нефтяных месторождений, так как здесь в процессе принимают участие колоссальные объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь. В некоторых случаях за счет упругой энергии из пласта можно извлечь значительное количество нефти.

Режим работы нефтяного пласта, при котором основной движущей силой является упругое расширение породы и жидкостей, заключенных в ней, называется упруговодонапорным (упругим) режимом.

В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается, пластовое давление быстро падает и с течением времени режим работы залежи может перейти в газовый. В таких залежах обычно применяют искусственные мероприятия по поддержанию пластового давления путем закачки в пласт воды.

Наряду с напором пластовых вод и силами упругости пластовых водонапорных систем все нефтяные и газовые залежи обладают тем или иным запасом энергии газа, находящегося в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или же растворенного в нефти. В нефтяных залежах с газовой шапкой значительного объема действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа в газовой шапке передается на зеркало газонефтяного контакта, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи. При отборе нефти из залежи пластовое давление снижается, газовая шапка расширяется и, подобно поршню, вытесняет нефть в нижнюю часть залежи.

Режим работы пласта, при котором преобладающим видом энергии является энергия свободного газа, заключенного в газовой шапке, называется газонапорным.

Процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в пониженные.

Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда неизмеримо меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он будет прорываться к скважинам, расположенным недалеко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти.

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газонапорным режимом в повышенную ее часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а иногда восстановить пластовую энергию.

Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа и без напора краевой воды.

Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод или газовой шапки также способствует проявлению газового режима, так как в этом случае вода или газ не успевают занять часть освобожденного нефтью объема и уже не играют роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.

Основной движущей силой при режиме, как уже говорилось, является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Со снижением давления в пласте газ начинает выделяться из нефти, отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в зоны пониженного давления, т. е. к забоям эксплуатационных скважин.

Такой процесс вытеснения нефти при отсутствии других действующих в пласте сил характеризуется весьма малой эффективностью по следующим причинам: во-первых, количество газа в пласте, растворенного в нефти, ограничено; во-вторых, при снижении давления в залежи большие количества газа вхолостую проскальзывают к сважинам, не производя полезной работы по проталкиванию нефти. Это объясняется тем, что вязкость газа намного ниже вязкости нефти и пузырьки газа в своем движении к забоям скважин обгоняют капельки нефти.

Эффективность расходования пластовой энергии при газовых режимах характеризуется газовым фактором — количеством газа, приведенном к нормальным условиям, приходящимся на 1 т извлекаемой нефти.

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризующейся режимом растворенного газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что указывает на неэкономичное расходование пластовой энергии. Коэффициенты нефтеотдачи при этом режиме наиболее низкие и, как показывают экспериментальные данные, составляют 0,15—0,30,

Для восполнения пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме растворенного газа, необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления путем закачки в залежь воды или газа.

Рассмотрим еще один источник пластовой энергии — силу тяжести.

Все нефтесодержащие породы залегают под некоторым углом к горизонтальной площади. Поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся в нем нефть.

Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин. Режим дренирования таких залежей называется гравитационным.

Энергия силы тяжести имеет практическое значение в поздней стадии разработки нефтяных месторождений закрытого типа, когда энергия упругости газа уже израсходована и прекратилось продвижение контурных вод.

Нефтяная залежь редко разрабатывается на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Так, например, месторождения с водонапорным режимом, разрабатываемые за счет лишь естественной энергии пласта, при высоких отборах могут перейти на режим растворенного газа.

В некоторых месторождениях различные их участки могут эксплуатироваться на различных режимах: например, нефть в краевые скважины может вытесняться за счет напора контурных вод, а внутренние области пласта могут дренироваться за счет энергии газовой шапки или истощения энергии растворенного в нефти газа.

Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапорном, газовом и смешанном режимах.

§ 3. ПРИТОК ЖИДКОСТИ И ГАЗА К СКВАЖИНАМ

Процесс движения жидкостей и газа в пористой среде называется фильтрацией. Такое название этому процессу дано потому, что, в отличие от движения по трубам, в пористой среде жидкость и газ перемещаются не сплошным потоком, а отдельными мелкими струйками, которые многократно изменяют свое направление, фильтруясь через каналы, образованные частицами породы.

Фильтрация жидкостей и газа в пласте возможна лишь при перепаде давления в различных участках пласта. Этот процесс происходит от зон с повышенным давлением к зонам с меньшим давлением — забоям эксплуатирующихся скважин.

Как было сказано, на жидкости и газы в пласте действует определенное давление — пластовое. Пластовое давление— это давление, замеренное в закрытой скважине при отсутствии отбора из нее жидкости и газа.

Уровень жидкости в скважине, устанавливающийся при этом, называется статическим уровнем. Расстояние до уровня измеряется сверху от устья скважины, а высота столба жидкости от забоя до статического уровня.



где Н — глубина скважины, м; h— расстояние от устья до уровня, м.

Если пластовое давление превышает давление столба жидкости, заполняющей скважину, то при открытом устье из скважины жидкость будет переливаться. По показаниям манометра, установленного на устье, при закрытой скважине, определяют разницу между пластовым давлением и давлением выше столба жидкости, заполняющей скважину.

При эксплуатации скважины давление на ее забое (забойное давление) становится ниже пластового и в скважине, вернее в ее затрубном пространстве, устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамическим. Естественно, что динамический уровень всегда ниже статического.

Количество нефти, поступающей к забою скважины, зависит от проницаемости пород пласта, вязкости нефти и перепада давления или разности между пластовым и забойным давлениями (рпл—Рзаб). Наиболее четко прослеживается зависимость, между количеством поступающей нефти (дебитом скважины) и перепадом давления. Эта зависимость при определенных пределах дебитов близка к линейной, т. е. с увеличением переиздана единицу давления получают примерно один и тот же прирост дебита скважины. Уравнение притока нефти в скважину при этом представляется в следующем виде:



где Q — дебит нефти, т/сут; К — коэффициент продуктивности, численно равный приращению дебита скважины на единицу снижения забойного давления (учитывается, что пластовое давление величина постоянная; р_пл = const); р_пли р₃аб — пластовое и забойное давление в любых единицах; в большинстве случаев давление измеряют в кгс/см² (0,1 МПа).

Зная коэффициент продуктивности и пластовое давление, можно определить производительность скважины, задаваясь, значением снижения забойного давления.

^: Коэффициент продуктивности определяют по данным специальных исследовательских работ, техника проведения которых различна и зависит от способа эксплуатации скважины.

В простейшем виде сущность исследования скважины на приток состоит в следующем. Замеряют дебит скважины, эксплуатируемой на каком-то определенном режиме, и одновременно замеряют забойное давление. Затем изменяют режим работы скважины и вновь одновременно замеряют дебит скважины и забойное давление. По данным замеров устанавливают зависимость дебита скважины от забойного давления.

Зная дебиты жидкости и соответствующие им перепады давления (депрессии), можно построить кривую зависимости притока жидкости от депрессии, которая называется индикаторной линией. Для этого строят график, на котором по вертикальной оси откладывают значения перепадов давления, а по горизонтальной оси — значения дебитов. На этом графике каждому значению перепада давления соответствует определенный дебит жидкости.

По форме индикаторные линии могут быть не только прямыми, но и выпуклыми относительно оси дебитов (кривая 2 на рис. 76).

Выпуклыми индикаторные кривые получают в случае, когда вместе с нефтью из пласта извлекается газ, а также при больших перепадах давления. Максимальная производительность скважины возможна при р₃аб = 0; эту производительность называют потенциальным дебитом

Отбор жидкости из скважины, равный потенциальному дебиту, практически невозможен, так как при любых способах эксплуатации в скважине сохраняется какой-то столб жидкости, оказывающий давление на забое.

При исследовании скважины дебиты жидкости (нефти, воды) замеряют на поверхности с помощью расходомеров различной конструкции или объемным методом — по приросту объема за единицу времени. Дебиты газа определяют газовыми счетчиками— расходомерами. Пластовые и забойные давления замеряют глубинными манометрами, спускаемыми в скважину на высокопрочной стальной проволоке.

Глубинные манометры выпускают для различных пределов

измерения, причем наивысший предел для отдельных типов их

равен 100 МПа. Максимальная измеряемая температура от 100

до 160° С. Габаритные размеры манометров: длина — до

1800 мм, диаметр 25, 32 и 36 мм.

Для спуска в скважину манометров и других приборов применяют механизированные лебедки, смонтированные на авто-



Рис. 76. Индикаторные линии зависимости дебита от перепада давления:

/, 4 — прямолинейно-криволинейная; 2 — выпуклая относительно оси дебитов; 3 — вогнутая относительно оси дебитов
машинах высокой проходимости, гусеничных тракторах или плавающих гусеничных транспортерах. С помощью таких механизированных лебедок можно спускать приборы на глубину до 6000 м.