Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»

Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из них будет извлекаться вода. Но в пласте остается значительное количество не извлеченной нефти. Это связано с тем, что в пласте одновременно движется нефть и имеющая меньшую вязкость вода, которая неизбежно опережает нефть. Кроме того в большинстве случаев нефтесодержащие породы неравномерны по составу и жидкости движутся быстрее в пропластках с более проницаемой породой. Наличие в пластах трещин и участков повышенной проницаемости приводит к непредсказуемому движению жидкости по пласту, приводит к образованию «языков обводненности», что затрудняет планомерную эксплуатацию залежи (рис.4.12).

Рис. 4.12. Схема образования «языков обводнения»: 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – линия обводнения залежи; 4 – скважины.	Рис.4.13 Схема образования «конуса обводнения»

Интенсивный отбор нефти из скважин способствует прорыву воды к забоям скважин снизу, оставлению линз менее проницаемых пород насыщенных нефтью (рис.4.13).

При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жидкости и породы со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вытесняться в скважину в зону наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением пластового давления в начальный период эксплуатации. При постоянном отборе жидкости падение в дальнейшем замедляется.

При газонапорном режиме (режиме газовой шапки) нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.

Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и двигаясь с большей скоростью чем нефть, частично проталкивает ее, частично увлекает за собой. Пластовое давление снижается очень быстро.

После полного истощения пластовой энергии единственной силой, заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти. Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным ( гравитация – сила тяжести).

Нефтяная залежь редко работает на каком либо одном режиме в течение всего периода эксплуатации. По мере изменения условий меняются и режимы работы пласта.

Для газоносных пластов основными источниками энергии являются напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа, т.е.режимы вытеснения.

Рис.4.14 Типы режимов нефтяного пласта: а) жестководонапорный; б) газонапорный; в) растворенного газа; г) гравитационный

Рис. 4.15. Схема плоскорадиального фильтрационного потока.

Если кровля и подошва продуктивного пласта не проницаемые, толщина его постоянна и строение однородно, то скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости и газа в районе расположения скважины непрерывно возрастает, достигая максимального значения на ее стенках. Жидкости и газы в большинстве случаев имеет радиальное направление и движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважинам непрерывно уменьшается Линии тока направлены по радиусам окружности, центр которых совпадает с центром скважины. (Рис. 4.15). Рост скорости фильтрации обусловлен сокращением площади, через которую двигаются пластовые флюиды, достигающей минимума у стенки скважины. С возрастанием скорости увеличиваются силы сопротивления движению, а следовательно, повышаются затраты энергии на преодоление флюидами единицы пути или, что аналогично, потери давления на единицу длины пути (градиент давления).

Производительность добывающих скважин характеризуется их дебитом, т.е. количеством поступающих жидкости и газа в единицу времени.

В настоящее время для оценки дебита (притока) нефтяной скважины при установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости используют формулу Дюпюи

(4.4)

где

Пластовое давление – давление на круговом контуре, имеющим радиус R_к , забойное давление – давление на стенке скважины.

ln – обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е=2.71828…. Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого либо числа выражается соотношением ln x = 2.3 lq x

В реальных условиях залежи разрабатываются множеством скважин одновременно, поэтому за радиус контура питания R_к берут половину расстояния до следующей скважины.

Чем выше проницаемость пород, больше толщина пласта, депрессия на пласт и отношение радиуса контура питания к радиусу скважины, тем выше дебит скважины;

Чем больше вязкость нефти (жидкости), тем ниже дебит скважины.

Если вместо жидкости к скважине притекает газ, то по условиям формулы (4.4 ) получим расход газа при атмосферном давлении Р₀

Формула для расчета дебита скважины справедлива только для гидродинамически совершенных скважин.

Гидродинамически совершенной называют скважину, имеющую форму цилиндра с постоянным радиусом и высотой в которую однофазная и не сжимаемая жидкость поступает к открытому забою (препятствия на стенках скважины отсутствуют).

Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока жидкости в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линии токов.

Рис.4.16 . Схема притока в гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

Выделяют гидродинамически несовершенные скважины (рис 4.17 ):

- по степени вскрытия, когда скважиной продуктивный пласт вскрыт не на всю толщину (рис б и г) ,

- по характеру вскрытия, когда связь продуктивного пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через искусственные (перфорационные) каналы (в и г).

В производственной практике встречаются также скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия.

Рис.4.17 Виды гидродинамического несовершенства скважин

Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту совершенной при прочих равных условиях называют коэффициентом.

Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в знаменатель формулы дебита (5.4) дополнительного сопротивления в виде безразмерного коэффициента С.

Коэффициент С - сумма коэффициентов, учитывающих несовершенство скважины по характеру С₁ и степени С₂ вскрытия.

С = С₁ + С₂

На значение коэффициента С влияет число перфорационных отверстий, их диаметр, характер размещения отверстий на поверхности обсадных колонн, глубина каналов в породе, глубина вскрытия продуктивного пласта.

Определяют коэффициент С по экспериментальным графикам или кривым восстановления забойного давления.

Различают скважины гидродинамически несовершенные также по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

В скважине с перфорированным фильтром существенное влияние оказывает среда перфорации, которая влияет на создание дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов (рис.4.18).

Рис. 4.18. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины: б — толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорированного канала; k3 — проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала

При отсутствии отбора жидкости в скважине устанавливается статический уровень Н_ст, высота которого соответствует пластовому давлению.

Н_ст = Н – h

где Н - глубина скважины, h – расстояние от устья до статического уровня.

Если пластовое давление превышает давление столба жидкости, заполнившей скважину, то при открытом устье из скважины жидкость будет переливаться. С отбором жидкости давление на забое становится ниже пластового Р_пл и в скважине устанавливается новый уровень, называемый динамическим, который всегда ниже статического.

Зависимость дебита скважины Q от перепада давления ΔР близка к линейной и выражается соотношением:

Q = К (Р_пл – Р_заб) = К·ΔР (4.5)

К – коэффициент продуктивности.

Коэффициентом продуктивности скважин называется отношение дебита скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся на перепад давления в одну атмосферу в течение суток. (на какую величину возрастает дебит скважины в т/сут при увеличении депрессии на пласт на 0.1 МПа).

Максимальный дебит скважины возможен, когда забойное давление Р_заб равно нулю ( Р_заб = 0). Этот дебит называют потенциальным Q_птц.

Отбор жидкости с дебитом равным потенциальному практически не возможен, так как при любом способе извлечения в скважине всегда находится столб извлекаемой жидкости.

Контрольные вопросы.

1. 
   Какие технологические процессы входят в понятие «заканчиване скважин»
   
2. 
   Виды пластовой энергии.
   
3. 
   Что называют депрессией, продуктивным пластом, призабойной зоной,
   
4. 
   Особенности технологии бурения пластов, содержащих углеводороды,
   
5. 
   Методы вскрытия продуктивных пластов бурением,
   
6. 
   Конструкция забоев скважин и предъявляемые к ним требования,
   
7. 
   Оборудование устья скважин после бурения,
   
8. 
   Способы гидравлического сообщения продуктивного пласта со скважиной,
   
9. 
   Режимы работы нефтяных и газовых залежей и их особенности,
   
10. 
    Технологии вызова притока жидкости и газа из пласта скважину,
    

12.Основные параметры, влияющие на производительность скважины,

13.Статический и динамический уровень в скважине,

14. Коэффициент продуктивности скважины,

15. Потенциальный дебит.

5. Технологии разработки

залежей углеводородов

.

Объект, системы и технологии разработки. Классификация, характеристики и показатели разработки. Разработка месторождений с воздействием на продуктивные пласты. Нефтеотдача. Методы повышения нефтеотдачи пластов и увеличения проницаемости призабойной зоны скважины.
Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.

На основе полученных сведений в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем капиталовложений.

Норма отбора нефти и газа из добывающих скважин предусматривает, чтобы дебит соответствовал допускаемым условиям разработки и продуктивной характеристики пластов.

Рациональная система разработки – это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу), при возможно низкой себестоимости нефти.

С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются.

Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов).

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Объекты выделяют с учетом геолого-физических свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти, воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений.

Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения.

Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность определяется режимом работы залежи.

Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт.

По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин.

Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод).

Для систем с неравномерным расположением (с перемещающимся контуром нефтеносности) характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта.

По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы в зависимости от сроков строительства скважин. По порядку разбуривания залежи различают системы сгущающуюся и ползучую. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение на залежи начинается в какой либо ее части с заданной степенью уплотнения с распространением в определенном направлении до полного разбуривания всей площади.

Режимы работы отдельных скважин и залежи в целом не постоянны на весь период разработки и могут меняться во времени в зависимости от изменения условий и энергетических факторов.

По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с воздействием на пласт

В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию.

Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.

Х а р а к т е р и с т и к и системы разработки:

- фонд скважин – общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных) скважин, предназначенных для разработки залежи. Подразделяется на основной и резервный. Основной - число скважин для реализации проекта разработки. Резервные скважины планируют с целью вовлечения в разработку не выработанных при данной технологии отдельных участков залежи, а также для повышения эффективности воздействия на пласт. Число скважин резервного фонда зависит от геологического строения пласта;

- удельный извлекаемый запас - отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;

- плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину.

-интенсивность системы заводнения - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.

- отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда, расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от контура до добывающих скважин, и др.

П о к а з а т е л и разработки абсолютные (количественные) характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:

- добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.

- добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,

- добыча газа – отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных из скважины в единицу времени,

- накопленная добыча – отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Относительные показатели характеризуют процесс извлечения продукции в долях от запасов нефти:

В начальный период вводятся в эксплуатацию новые скважины из бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается и достигает максимума (первая стадия), и какой то период удерживается на этом уровне со стабильным годовым отбором нефти (вторая стадия). Третья стадия – период падения добычи нефти и снижения темпа разработки. Завершающий период (четвертая стадия) характерен низким темпом разработки, высокой обводненностью продукции и медленным падением добычи. Темп разработки не должен превышать 8 – 10 % в год, а средний за весь период должен быть в пределах 3 – 5 % в год.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. В процессе разработки природная пластовая энергия истощается и пластовое давление снижается при всех режимах работы залежи.

Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти из залежи и высоких коэффициентов извлечения, характерных для напорных режимов – искусственное поддержание пластовой энергии.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты базируются на искусственном заводнении коллекторов и повышением эффективности заводнения. Осуществляются путем реализации различных способов законтурного, внутриконтурного, площадного и других систем заводнения, а также свойствами используемого реагента.

Рис.5.1 График разработки пласта Т-время разработки, Р- пластовое давление, q- текущая добыча нефти, В- обводненность нефти, Г- газовый фактор, n – число действующих скважин.

жүктеу/скачать 5.41 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: