Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
3 , v - скорость жидкости в мс, g c - ускорение силы тяжести в мс, ∆ z - интервал перфорации в м, L- длина перфорации в м, коэффициент трения зависит от числа Рейнольдса, R e µ ρ ν D R e ⋅ ⋅ = , (4.6) где µ - вязкость жидкости , мПа с D – внутренний диаметр, м ρ - плотность жидкости, кг/м 3 Коэффициент трения для однофазного течения, те. при закачке газа или воды, вычисляется с помощью уравнения однофазного течения жидкости по стволу. При течении с числом R e <2000 справедливо e R f 64 = (4.7) При R e = 4000 используется следующее соотношение + − = ) 9 / 10 ( 7 3 9 6 log 8 1 1 D e R f e (4.8) где е - абсолютная шероховатость ствола скважины в м. Течение обычно проходит в зоне с числом R e от 2000 до 4000. В этой зоне средневзвешенные коэффициенты трения вычисляются по формулами Уменьшение кинетической энергии Р к вызвано изменением скорости течения жидкости вдоль ствола скважины. Скорость течения зависит от диаметра ствола скважины и притока жидкости через перфорационные отверстия. Приток жидкости через перфорационные отверстия принимается на входе ствола скважины с нулевой продольной скоростью, с ее увеличением до скорости течения в сегменте ствола. С другой стороны, потеря давления за счет гравитации может быть значительной в случае сильно наклонной скважины. Поэтому интервал перфорации должен быть точно определен и указан в исходных данных расчета. Полная потеря давления вычисляется по формуле (4.9) для каждого сегмента перфорации, затем прибавляется к давлению добывающей скважины Пс c ∆ + − = , (4.9) где - Р с (i) - давление вой перфорации скважины. Для нагнетательной скважины потеря давления вычитается из давления на скважине. Дебит скважины может быть вычислен по формуле (4.10). ] [ 64 , 0 , , , , 1 i с гр i o i o i ro i i L i ж h k wi q − ⋅ = ∑ = µ (4.10) где суммирование производится вверх по перфорации и индекс i указывает номер перфорации wi – величина, обратная скин-фактору скважины kh - произведение абсолютной проницаемости на толщину сеточного блока k r0 и µ 0 – коэффициенты относительной проницаемости и вязкости нефти, соответственно Во - объемный фактор нефти Р гр. - давление в сеточном блоке. kh для каждой ГС и НС вычисляется путем преобразования начального анизотропного уравнения диффузии в эквивалентное изотропное уравнение. Эквивалентная изотропная проницаемость k е определяется 3 1 ) ( z y x e k k k k = , (4.11) где k e ,k x ,k y ,k z – коэффициенты проницаемостей – эквивалентной, а также по осям координат x, y, z, соответственно. Длины перфорированных участков х, у, L z в направлении каждой координатной оси для изотропной среды вычисляются по формулам 53 ω θ cos sin x e x k k l L = (4.12) ω θ sin sin y e y k k l L = (4.13) θ cos z e z k k l L = (4.14) где l - физическая длина перфорированного участка, θ - угол сегмента скважины относительно вертикального направления, ω - угол коси х, как показано на рис. При этом длина перфорированного участка скважины р через ее компоненты вычисляется по формуле z y x p L L L L 2 2 2 + + = , (4.15) где - х, у, L z - компоненты по х, у, z, соответственно. Таким образом, kh сегмента скважины можно набрать по матрице проницае- мостей с соответствующими длинами ствола. Отметим, что z x p k k L k ⋅ = l l , если скважина расположена на оси у. Рис. 4.8 К определению длины и расположения ГС в пласте Величина, обратная сопротивлению фильтрации в окрестности скважин - wi определяется s r r wi c b + = ) ln( 2 π , (4.16) где в - эквивалентный радиус r с - радиус скважины s – скин-фактор. Эквивалентный радиус R by для скважины, расположенной параллельно оси у, определяется) где у - индекс, указывающий на параллельность скважин оси у. Формула (4.17) для изотропной среды упрощается и имеет вид 2 2 ) ( ( 14 0 z k k x k k R z e x e by ∆ + ∆ = , (4.18) где x k k x ∆ ⋅ l и z k k z ∆ ⋅ l - длины сеточного блока . Для более сложных случаев производят соответствующие тригонометрические преобразования. Развитием горизонтальных технологий стали многоствольные и много- забойные скважины. Часто их разделяют по отношению к вскрываемому пласту (пропластку). Если стволы водном пласте – это многозабойная скважина (extended reached wells), а если забои в разных пластах, то это многоствольная скважина (multilateral). Расчеты для таких случаев притока существенно сложнее, например, для такой скважины, которая пробурена на Ново-Елховском месторождении (рис. 4.9). 450 500 550 I ствол (1258 - м ствол (1378 - 1497м) 1472м 1582м Фактический профиль скважины № 8249гр 1457м 1497м 1540м III ствол (1422 - м ствол (1472 - м 864 866 868 858 860 846 848 850 852 854 Абсолютные отметки ( м ) Смещение (м 300 350 400 мм 844 1258м. башмак 168мм. эксплуатационной колонны Рис. 4.9 Фактический профиль многозабойной скважины г 55 Важнейшими показателями эффективности таких скважин является снижение удельных капитальных затратна единицу дебита скважины, например для приведенной скв. г стоимость по сравнению с вертикальными окружающими больше в 1.5 раза, а дебит больше в 3 раза, в сравнении с подобными ГС, соответственно 1.2 и 1.5 раза. Это позволяет создавать эффективные системы разработки, основанные на комбинациях ВС и ГС, а также с использованием только ГС. Несмотря на очевидные преимущества таких многозабойных и многоствольных скважин, существует ряд проблем в эксплуатации – контроль выработки по стволам, распределение давления вдоль ствола, а при ремонте многоствольных – попадание в нужные стволы. Типы моделей пласта Модель пласта – это система количественных представлений о его качественных геолого-физических свойствах, используемая в расчётах. Основные требования к модели 1. Модель должна быть достаточно простой для понимания. 2. Модель должна быть адекватна рассматриваемым объектами процессам. Источниками информации для моделей являются - данные сейсмических исследований - результаты геофизических исследований скважин (ГИС); - данные лабораторных исследований (как свойств породы, таки пластовых флюидов - интерпретация результатов гидродинамических исследований (ГДИ); - анализ результатов разработки для разрабатываемых залежей - ряд специальных исследований. 56 Детерминированная (адресная) модель Это модель, в которой стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Пласт разбивается на ячейки и каждой ячейке присваивается массив свойств и параметров (например, пористость, проницаемость (K x , K y , K z ), нефте- газо- водонасыщенность и т.д.) (рис. Рис. 4.10 Детерминированная модель пласта (распределение водонасыщенности) Модели пластов Детерминированная (адресная) Вероятностно - статистическая Стохастическая и фрактальная Модель однородного пласта Модель слоистого пласта Модель зонального пласта Модель трещинного пласта Модель трещинно-порового пласта Рост неопределенности в исходных данных для построения модели 57 Вероятностно-статистическая модель 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. Модель однородного пласта В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость, изменяющиеся от точки к точке, осредняют по площади (2D модель) или по объему (3D модель. Модель слоистого пласта Эта модель неоднородного пласта представляет собой структуру (пласт, состоящую из набора слоев толщиной h i с пористостью m i и проницаемостью k i , а каждый слой представляется моделью однородного пласта Модель трещинного и трещинно-порового пласта (модель двойной пористости) Трещинный пласт – если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов (рис. k 1 , m 1 , h 1 k 2 , m 2 , h 2 k i , m i , h i … … 58 Рис. 4.11 Модель трещинного (в случае непроницаемых блоков) и трещинно- порового (в случае проницаемых блоков) пласта. Трещинно-поровый пласт (модель двойной пористости - dual-porosity) – в этом случае необходимо рассматривать два отдельных, но взаимосвязанных процесса – движение жидкости в трещинах ив блоках породы. В таких случаях часто применяется упрощение процесса вытеснения – движение жидкости по трещинам, а вытеснение из блоков в трещины за счет капиллярной пропитки. Физическая модель пласта Физическая модель пласта – это масштабированное представление пласта или электрогидродинамический его аналог. Такая модель используется для оценки параметров вытеснения и охвата пласта с целью приближенной оценки эффективности извлечения нефти или для использования в гидродинамической модели. В качестве модели пласта часто используются образцы керна, ориентированно выпиленные из скважинных образцов, или набитые песком или карбонатной породой трубы. Для исследований они обычно насыщаются пластовыми флюидами, а вытеснение осуществляется различными флюидами и реагентами. Такие модели позволяют в простейшем случае получать коэффициенты вытеснения, а в более сложных случаях и оценивать коэффициент охвата, как это позволяет, например т.н. ветвящаяся модель пласта (рис. 4.12), разработанная в ТатНИПИнефть. 59 Рис. 4.12 Ветвящаяся модель пласта. Электрогидродинамический аналог пласта (ЭГДА) – такие модели используют следующее соответствие электрических и гидродинамических процессов. Перепад давления – это электрическая разность потенциалов, а расход это сила тока. Таким образом, фильтрационное сопротивление – это электрическое сопротивление. 60 Лекция №5 План 1. Упругий режим. Его проявления и области применения. 2. Замкнутый упругий режим. 3. Жёстко-водонапорный режим. Основная формула упругого режима. 4. Принцип суперпозиции при упругом режиме. Режимы работы нефтяных месторождений Режим работы месторождения – это форма преобладающего типа пластовой энергии, посредством которой нефть движется к добывающим скважинам. Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки месторождения, эксплуатации скважин, таки природными геолого-физическими условиями. Режим можно устанавливать, поддерживать, контролировать и заменять другим. Однако необходимо помнить, что не всегда смена режима обратима. Технологические условия и энергетические особенности залежи лишь способствуют реализации того или иного режима разработки месторождения. При одних и тех же условиях можно реализовать различные режимы, но их эффективность будет различна. Рассматриваются следующие режимы - упругий - упруго-водонапорный; - жестко-водонапорный; - режим растворенного газа - газонапорный (режим газовой шапки - гравитационный - смешанный. 61 Упругий режим. Его проявления и области применения Прежде чем начать изучение упругого режима, необходимо вспомнить некоторые элементарные сведения из физики пласта. Коэффициент сжимаемости породы п п п п 1 , (0, 26 5) 10 , МПа dp β β − = − = ÷ ⋅ (5.1) Коэффициенты сжимаемости нефти и воды н н н н 4 в в в в 1 , (7 30) 10 , МПа dp dV 1 1 , (2, 7 5) 10 , МПа dp β β β β − − = − = ÷ ⋅ = − = ÷ Коэффициент упругоёмкости пласта ж, МПа β β β = ⋅ п m , где m – пористость породы, ж – коэффициент сжимаемости жидкости, по аналогии с коэффициентами сжимаемости нефти и воды. Зависимость объема, занимаемого материалом породы от среднего нормального напряжения (как решение уравнения 5.1): п п п п п V V e V β σ σ β σ σ − ⋅ − = ⋅ ≈ ⋅ − ⋅ − , где σ, σ 0 – среднее нормальное и начальное среднее нормальное напряжение, п, п – объем, занимаемый породой в начальном и текущем напряжениях. В пласте могут происходить следующие типы деформаций - упругие - упругопластические; - пластические (необратимые. Теория упругого режима рассматривает только упругие (обратимые) деформации. Однако на практике это реализуется далеко не всегда. Например, некоторые поры могут полностью «схлопнуться», глины, соли могут потечь в область пониженного давления, может произойти переупаковка зёрен в породе и т.д. При снижении пластового давления объем сжатой жидкости увеличивается, а объем порового пространства сокращается за счет расширения материала пласта. Все это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину. Хотя коэффициенты объемной упругой деформации жидкости и породы пласта очень малы, но зато велики объемы пласта и насыщающих его флюидов. Поэтому объемы жидкости, извлекаемой из пласта за счет упругости пласта и жидкости, могут быть весьма значительными. Упругий запас пласта – это объем жидкости в пластовых условиях, который можно извлечь из пласта при снижении давления до заданного предельного значения за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей. Можно сказать итак Упругий запас – это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное предельное значение, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения. Из определения следует, что упр пл ) β = ⋅ ⋅∆ ∆ = − V V p p p p t где пл – объем пласта, p 0 – начальное пластовое давление, p(t) – текущее пластовое давление. Разработка нефтяного месторождения при упругом – это процесс извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласта также воды в его законтурной области изменяются во времени в каждой точке пласта. 63 Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например, в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Припуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, те. жидкость и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Теорию упругого режима используют чаще всего для решения следующих задач 1. Определение величин давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта (кривые восстановления давления (КВД) для добывающих скважин и кривые падения давления (КПД) для нагнетательных скважин. 2. Расчеты перераспределения давления в пласте и, соответственно, изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска- остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт (гидропрослушивание пласта. 3. Расчеты изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения. 4. Расчеты восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах процесса перетока воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности. 64 5. Определение продолжительности процесса достижения установившегося режима в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения и т.д. Виды проявления упругого режима зависят от свойств пласта, насыщающих его флюидов, от наличия, объёма и активности водоносной области. Дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде Для описания переноса массы жидкости в пласте используется подход на основе метода материального баланса, так называемое уравнение неразрывности массы жидкости. Дифференциальное же уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде получено при совместном использовании х уравнений 1) уравнение неразрывности (сохранения массы ( ) ( ) ( ) ( ) 0 = + + + t m z V y V x V z y x ∂ ρ ∂ ∂ ρ ∂ ∂ ρ ∂ ∂ ρ ∂ ; 2) уравнение фильтрации Дарси: x k p V x ∂ µ ∂ = − , y k p V y ∂ µ ∂ = − , z k p V g z ∂ ρ µ ∂ = − + ; 3) уравнение состояния упругой жидкости ( ) 0 ж p p ρ ρ β = + − ; 4) уравнение состояния пористой среды ( ) 0 п m m В этом случае использованы исходные предпосылки – проницаемость пласта в процессе изменения давления остается постоянной, физико- химическое взаимодействие между жидкостью и поверхностью горной породы отсутствует, неньютоновские свойства жидкости не учитываются, пласт является поровым. В действительности эти предпосылки обычно не соответствуют действительности. 65 В курсе подземной гидромеханики из уравнения неразрывности было получено дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде. По предложению В.Н. Щелкачева это уравнение было названо уравнением пьезопроводности (по аналогии с уравнением теплопроводности, Или, для радиального случая |