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.
|
|
2) содержание сероводорода и углекислого газа вводе не должно превышать установленных норм (для предотвращения преждевременной коррозии 3) вода должна соответствовать требованиям по содержанию и размерам твёрдых взвешенных частиц (ТВЧ). Исследования показали, что при фильтрации воды, взятой из поверхностных источников, происходит достаточно быстрое поражение коллектора. Фильтрация быстро затухает, поскольку на торце модели ТВЧ отфильтровываются и засоряют керн. В обычных условиях после стандартной подготовки воды концентрация взвешенных частиц (КВЧ) чаще всего колеблется в пределах 20-50 мг/л. Если коллектор малопродуктивный (средняя проницаемость < 5 мД (0,05 мкм, то КВЧ должно быть < 10 мг/л. Следует иметь ввиду, что входе очистки воды уменьшается не только КВЧ, но и средний размер ТВЧ. Мелкие частицы способны перемещаться в коллекторе даже с низкой проницаемостью. Более того, известны результаты исследований, которые показывают, что при наличии фильтрующихся ТВЧ, коэффициент вытеснения повышается, по сравнению с чистой водой. Сегодня в России существует большое число залежей с малопродуктивными коллекторами, где неуда тся поддерживать пластовое давление путём нагнетания в пласт неочищенной воды. Решить проблему иногда пытаются простым повышением давления нагнетания. В результате может происходить гидроразрыв пласта, тогда закачиваемая вода по трещинам будет уходить в выше- или нижележащие высокопродуктивные пласты, ноне в целевой объект нагнетания. В период резкого повышения ценна нефть многие компании использовали методы интенсификации отбора жидкости из пластов, что ведет к быстрому падению пластового давления в низкопродуктивных залежах, несмотря на то, что формальная компенсация отборов закачкой для них может составлять 200, 300 и даже 500%. 101 Лекция №9 План 1. Уравнение материального баланса (УМБ). 2. Линейная форма уравнения материального баланса . 3. Приложение метода материального баланса к оценке параметров разработки нефтяных и газовых пластов. Уравнение материального баланса Основное условие уравнения материального баланса очень просто Масса углеводородов (УВ), первоначально содержащаяся в пласте, равна сумме масс добытых и остаточных углеводородов где M i – исходная масса углеводородов в пласте, ∆M – масса добытого углеводорода, M – масса остаточного углеводорода. Газовый пласт Основным механизмом добычи газа из газового пласта при отсутствии притока воды является расширение газа в поровом пространстве пласта по мере спада давления в процессе добычи. В случае газового пласта уравнение можно записать следующим образом) где G i – начальный объем газа в пласте, м, G p – объем добытого газам объемный коэффициент газа при начальном давлении, мм , B g – объемный коэффициент газа при текущем давлении, Sм 3 /Rм 3 Sм 3 – кубический метр в стандартных условиях (Р = 0,1 МПа, Т 20 См кубический метр в пластовых условиях. Уравнение (9.1) проиллюстрировано на рис. 9.1, где показано изменение объема газа при переходе его из пластовых условий к условиям поверхности. Когда объем добытого газа G p находится на поверхности, объем газа, оставшегося в пласте, равен G i - G p в стандартных единицах. При пластовом давлении p i , объем, занимаемый газом в пласте, составит (G i - G p )·B g 102 Начальные условия пласта i ) Поверхностные условия (p Рис. 9.1. Газовый пласт схематизация материального баланса. Из уравнения (9.1) следует, что 1 gi p g i B G B G = − (9.2) Используя уравнение состояния для реального газа p·V = z·n·R·T, где z – коэффициент сверхсжимаемости газа, n – молярная масса газа, и учитывая изотермальные условия добычи, получаем i gi s s i r g s s r V p zT B V zT p V p zT B V zT p = = ⋅ = = ⋅ где индексы i и r означают начальные и текущие пластовые условия в пласте, соответственно, а индекс s - поверхностные условия. Нефтяной пласт Рассмотрим обычный нефтяной пласт с газовой шапкой, схематически изображенный на рис. В этом разделе используются следующие условные обозначения объемов м G i – G p G p 103 Начальные пластовые условия Текущие пластовые условия В С А Рис. Нефтяной пласт с газовой шапкой иллюстрация материального баланса. HCPV - поровый объем, занятый углеводородами, в левой и правой сторонах рисунка N - объемы нефти (начальные) в пласте, Sм 3 ,в станд.условиях r go - отношение ресурсов газа в газовой шапке и ресурсов нефти в нефтяной зоне, измеренные в пластовых условиях, те. gi go oi G B r N B ⋅ = ⋅ G - объемы газа (начальные) в пласте, м, в пластовых условиях Используя эти обозначения и их определения, уравнение материального баланса для нефтяного пласта с учетом его преобладающих условий можно записать так Изменение объема УВ в пластовых условиях = А 1 +А 2 +В+С, где A 1 - расширение нефти, в пл. усл. м, A 2 - расширение первоначально растворенного газа, в пл. усл. м, B - расширение газа в газовой шапке, в пл. усл. м, C - снижение объема, занятого УВ за счет расширения связанной воды и уменьшения порового объема, мА Расширение нефти Расширение нефти в жидкой фазе (потеря объема из-за ее добычи) в пластовых условиях может быть определена таким образом ), ( ) ( ) ( p V p V p V o i o Газовая шапкам) Нефтяная зонам) Газовая шапка Нефтяная зона 104 где V 0 (p i ) и V 0 (p)- объемы нефти при начальных и текущих пластовых условиях, соответственно, ∆V 0 – объем добытой нефти. Рис иллюстрирует последнее уравнение. p i p V oi V o Рис. Расширение нефти при изменении пластового давления. С другой стороны, расширение объема нефти в жидкой фазе может быть определено следующим образом ( ). o o oi o oi V N B N B N B B ∆ = ⋅ − ⋅ = ⋅ − (9.3) где ∆V o измеряется в м N – первоначальный объем нефти в м (1 ) p в − = ; в – средняя водонасыщенность; V p – поровый объем пласта B oi – объемный фактор нефти при начальных условиях B o – объемный фактор нефти при текущих условиях А Расширение освобождаемого газа (в газовую шапку) При первоначальных условиях нефть находится в равновесии с газовой шапкой. При снижении давления ниже давления насыщения (появления пузырьков газа) - давление p нас, происходит высвобождение растворенного газа. Суммарное количество растворенного газа в нефти составляет N B si , измеренное в поверхностных объемах. Количество растворенного газа при текущем пластовом давлении и текущей пластовой температуре составляет N R s , также в объемах газа на поверхности. Следовательно, объем газа, высвобожденного вовремя снижения давления от величины начальной p i до текущего p, выраженный в объемах пласта при текущем p и Т, составляет ( ) ( ) si s g si s g N R N R B N R R B ⋅ − где ∆V o 105 R si – соотношение объема растворенного газа к объему нефти при начальных условиях, R s - соотношение объема растворенного газа к объему нефти при текущих условиях, В Расширение газа газовой шапки Расширение газа газовой шапки подчиняется тому же закону, как и при расширении добыче сухого газа, как представлено в уравнении (9.1): ( ) gi i p g G B G G B ⋅ = − ⋅ G – объем газа G i – начальный объем газа G p – текущий объем газа B gi – объемный коэффициент газа при начальном давлении B g – объемный коэффициент газа при текущем давлении. Общий объем газовой шапки составляет gi go oi G B r N B ⋅ = ⋅ ⋅ м При падении пластового давления это количество составит go oi g g gi r N B G B B B ⋅ Следовательно, расширение газовой шапки (в параметрах пласта) составляет С Изменение объема, занимаемого углеводородами Расширение связанной воды и уменьшение порового объема при снижении пластового давления является причиной уменьшения порового объема углеводородов и, следовательно, приводит к их вытеснению (добыче, то есть в пор ∆ + где в – изменение объема за счет расширения связанной воды пор – изменение объема за счет расширения пор пласта или, используя сжимаемость, запишем в в пор пор ⋅ ∆ + ⋅ ⋅ Учитывая, что в в пори пор в, последнее уравнение можно записать следующим образом 106 в в пор HCPV HCPV в S V V p S β β + ∆ = ∆ − где п з пор m m β β β − + ⋅ = , пор – коэффициент сжимаемости порового пространства з – коэффициент сжимаемости зерен породы п – коэффициент сжимаемости пласта в – коэффициент сжимаемости воды m – коэффициент пористости С другой стороны, (1 ) HCPV o g oi go oi go oi V V V N B r N B r N B = + = ⋅ + ⋅ ⋅ = + ⋅ и окончательно формула будет выглядить так в в пор HCPV go oi в B p S β β + = + ⋅ ⋅ ⋅ Добытые объемы Добыча нефти и газа в поверхностных условиях составляет N p +Для того, чтобы согласовать расширение объемов, а именно А, А, В и С, измеренных при пластовых условиях, мы должны выразить формулу добычи в объемах пласта, то есть N p B o +G p B g Используя отношение между объемами добытой нефти и газа при стандартных условиях G p =(R p –R s ) N p где R p – соотношение накопленного объема добытого газа к нефти R s – соотношение объема растворенного газа к нефти N p - объемы добытой нефти, в стандартных условиях, Sм 3 Тогда получим, что суммарная добыча ∆V prod составит ∆V prod =N p [B o + (R p - R s ) B g ] (9.4) Объединяя уравнения (9.3) и (9.4) можем записать уравнение материального баланса для нефтяного пласта в следующей форме ( ) ( ) ( ) ( 1) (1 ) ( ) 1 p o p s g o oi si s g в в пор oi go go e p oi gi в B B B R R B B S NB r r p W W B B B S ω β β + − = − + − ⋅ + + − + + ⋅∆ + − ⋅ − (9.5) где 107 (W e -W p ) B w – объемы внедрения воды в пласт и добычи воды. Следует отметить некоторые особенности УМБ (уравнения материального баланса • УМБ не отражает временной зависимости, хотя процесс внедрения воды носит существенно динамический характер. • Давление не присутствует явно в уравнении (9.5), но параметры, характеризующие объемы флюидов, такие как B o , R s , B g зависят от давления явно, также как внедрение воды в пласт. • Уравнение (9.5) получено по конечным точкам состояния пласта, поэтому в него не вошли динамические зависимости, а значит, оно не может быть представлено в дифференциальной форме. Линейная форма УМБ Результаты, опубликованные в 1963-64гг. авторами Хавлена и Одех, открыли широкий диапазон применений УМБ к техническому изучению пласта. Следуя этим идеям, представим УМБ (9.5) в линейной форме, то есть ( ) , o g c e w F N E m E E W B = + ⋅ + + ⋅ (9.6) где использованы следующие определения Отбор нефти в пластовых условиях [ ( ) ] p o p s g p w F N B R R Расширение нефти и растворенного в ней газа g s si oi Расширение газа в газовой шапке − = 1 gi g oi Расширение связанной воды и уменьшение порового объема в в пор c go oi в + ⋅ ⋅ Уравнение (9.6) имеет важное значение для выявления режимного механизма пласта и для оценки начальных запасов нефти и газа. Несколько примеров применения линейной формы УМБ приводится далее. Приложение метода материального баланса к оценке параметров разработки нефтяных и газовых пластов Нефтяной пласт без газовой шапки Так как газовая шапка отсутствует и пластовое давление выше давления насыщения, то все углеводороды существуют в жидкой фазе. УМБ для нефтяного пласта без газовой шапки может быть записано следующим образом (сравним сиз которого легко определяются ресурсы нефти N (см. рис. 9.4). Рис. Оценка запасов нефти в нефтяном пласте без газовой шапки. Механизм вытеснения в данном случае расширение нефти, а также присутствующего в ней растворенного газа, внедрение воды, снижение объема углеводородов из-за расширения связанной воды и уменьшения порового объема. А. Пластовое давление выше давления насыщения. Если текущее пластовое давление выше давления насыщения, УМБ может быть точно выражено падением (изменением) давления ∆p=p i – p. Представим его для случая, когда нет притока воды в пласт. Для нефтяного пласта без газовой шапки уравнение (9.5) выглядит так в в пор o oi p o oi oi в Используя определение сжимаемости нефти 1 , o ни следующие очевидные соотношения V o =NB oi , ∆V o =N(B o – B oi ) можем записать н oi N B B B B N B p B p β ⋅ − − = = ⋅ ∆ ∆ (9.7) Подставляя эти величины в УМБ, получим , 1 сум p o oi в B p S β ⋅ = ⋅ ∆ − (9.8) где сум н н в в пор - суммарная (полная) сжимаемость. Уравнение (9.7) может быть записано сточки зрения порового объема пласта V p . Действительно, вспоминая, что V p н = NB oi , мы можем записать p сум Линеаризовать зависимость между добычей N p и снижением давления р можно для оценки неизвестных параметров пласта, таких как поровый объем V p или запасы нефти N. На рис. 9.5 проиллюстрирована эта процедура. Рис. 9.5. Зависимость объема добычи нефти N p от снижения давления р для нефтяного пласта без газовой шапки. Таким образом, тангенс угла наклона в этой зависимости может быть использован для определения порового объема пласта, вовлеченного в разработку или параметров упругости пласта и пластовых жидкостей. N p Наклон сум p B o β ⋅ ∆ ∆p 110 Лекция №10 План 1. Свойства и состав остаточных нефтей, методы исследования. Изменение оптических свойств нефтей в процессе фильтрации и вытеснения из пористых сред. Сущность метода фотоколориметрии. 2. Непоршневое вытеснение нефти водой. Уравнение неразрывности. 3. Уравнение Раппопорта-Лиса. Учёт капиллярных и гравитационных сил. Свойства и состав остаточных нефтей, методы исследования Остаточная нефтенасыщенность после заводнения для терригенных коллекторов отложений, характерных для девонского периода и насыщенных маловязкой нефтью, составляет 20-25 %. Для текущей – поздней стадии разработки основных запасов нефти Татарстана, сосредоточенных в отложениях девона, характерна многократная промытость высокопроницаемых зон закачиваемой водой. В тоже время, как это показывает практика бурения, вне- посредственной близости от обводненных и ликвидируемых скважин при бурении скважин-дублеров, зарезке новых стволов могут быть получены практически безводные притоки нефти. Следует отметить, что изменения состава и физико-химических свойств пластовых нефтей могут быть существенными по некоторым параметрам, как это видно на примере Ромашкинского месторождения (табл. 10.1). Эти изменения связаны как с изменениями входе взаимодействия нефти с закачиваемыми агентами, таки вовлечением менее вырабатываемых запасов в процессе развития системы разработки месторождений. Таким образом, результаты процессов, происходящих в пласте входе длительного техногенного воздействия, свидетельствуют о высокой сложности и неоднозначности распределения и свойств остаточного после заводнения нефтенасыщения. 111 Таблица 10.1 Изменение физико-химических свойств нефтей отложений девона Ромашкинского месторождения Годы Р нас , МПа Газовый фактор, м з /т Плотность пластовой нефти, кг/м з Вязкость пластовой нефти, мПа·с Коэфф. сжимаемости МПа Плотность газа, кг/м з Удельная молекулярная масса, кг/кмоль 1953- 1962 8,8 61,75 803,8 3,05 9,50 1,110 7 146,6 1975- 1979 8,0 58,04 813,2 4,17 9,19 1,105 5 155,3 1995- 2001 6,6 55,61 809,5 5,74 10,08 1,420 5 172,8 Изменение оптических свойств нефтей в процессе фильтрации и вытеснения из пористых сред. Сущность метода фотоколориметрии Физико-химические свойства и состав нефтей в пределах залежи могут изменяться как по толщине, таки по простиранию. Большое влияние оказывает на нефть процесс разработки месторождения с применением заводнения. Это влияние может проявляться в таких параметрах нефтей, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание асфальтенов, смол, серы, парафина. Однако изменение величин этих параметров часто находится в пределах ошибок измерений, при этом лабораторное определение большинства из них весьма трудоемко. В практике процессов разработки нефтяных месторождений часто встречаются задачи исследования и идентификации многокомпонентных смесей и дисперсных систем. Для экспрессного решения таких задач могут быть применены инструментальные методы на основе интегральных показателей свойств нефти. Наиболее чувствительными, достаточно быстро и точно определяемыми интегральными параметрами нефти являются оптические характеристики, а именно, коэффициент светопоглощения (К сп ) нефти. Он зависит от содержания в нефти асфальтенов и смоли определяется из закона Бугера– Ламберта–Бэра объективным фотоэлектрическим методом при помощи спектрофотометров или фотоэлектроколориметров. Поэтому закону определяется зависимость поглощения монохроматического пучка света от концентрации и толщины слоя светопоглощающего вещества в растворе ' 0 C l I I e ε − ⋅ ⋅ = ⋅ , где I – интенсивность падающего на кювету светового потока, I 0 |