Гранулометрический состав, пористость горных пород. Типы пород-коллекторов

Тема: Гранулометрический состав, пористость горных пород Типы пород-коллекторов Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой. Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. Горные породы делятся на три группы: осадочные, изверженные (магматические) и метаморфические. Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры осадков, представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов, жизнедеятельности организмов и растений. Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС). Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями: 1. гранулометрическим составом пород (см. раздел лаборат. практикума); 2. пористостью; 3. проницаемостью; 4. насыщенностью пород водой, нефтью и газом; 5. удельной поверхностью; 6. капиллярными свойствами; 7. механическими свойствами. С геометрической точки зрения все коллектора можно подразделить на три группы: гранулярные (поровые), трещиноватые и смешанные. К первому типу (рис.1) относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (обычно сложенных преимущественно карбонатными отложениями, сланцами) поровое пространство образуется системой трещин. На практике, однако, чаще встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков (рис.2), а также каверны и карст. Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяют на подтипы - трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д. При этом первая часть в названии определяет вид пустот по которым происходит фильтрация. Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатным отложениям и 1%-к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Упомянутые свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава, структурных и текстурных их особенностей. Структура породы определяется преимущественно размером и формой зерен. По размерам зерен различают структуры: -псефитовую (более 2 мм), -псаммитовую (0,1-2 мм), -алевритовую (0,01-0,1 мм), -пелитовую (0,01 мм и менее). К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное соотношение цемента и зерен породы и некоторые другие черты строения. Роль цемента часто выполняют глинистые вещества. Встречаются также цементы хемогенного происхождения (карбонаты, оксиды и гидроксиды, сульфаты). Гранулометрический (механический) состав горных пород Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Дисперсность частиц сцементированных пород изучается по их шлифам под микроскопом. Несцементированные пески и слабо сцементированные песчаники подвергают гранулометрическому анализу, разделяя частицы на фракции. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности. От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и др. Так как размеры частиц песков обусловливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и капиллярно удержанной нефти. Гранулометрический анализ песков используется в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое. Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако для большинства нефтесодержащих пород он колеблется в пределах 1-0,01 мм. Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размером частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). В значительном количестве они содержатся в глинах, лёссах и других породах. В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение, но от их количества в основном зависит степень набухаемости горных пород в воде. Результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен пород по размерам (рис.3), а также в виде гистограмм (рис.4) и циклограмм. Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые доли фракции (в %), а по оси абсцисс – диаметр частиц d или lg d При построении второго графика по оси абсцисс откладывают диаметр d частиц, а по оси ординат - изменения массы зерен, приходящиеся на единицу изменения их диаметра. На циклограмме, площадь круга которой принимается за 100%, величина секторов пропорциональна содержанию фракций. Степень неоднородности песка характеризуется отношением , где d60 -диаметр частиц, при котором суммарная массовая доля фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным, составляет 60% всей массы фракций (точка 2 на рис. 3), а d10- аналогичная величина для точки кривой суммарного гранулометрического состава (точка 3 на рис. 3). По диаметру, соответствующему точке 1, подбирают размеры отверстий забойных фильтров для нефтяных скважин. Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20. При практических расчетах продуктивности скважин пользоваться функциями распределения частиц по размерам неудобно. Поэтому вводится линейный размер порового пространства, а именно, некоторый средний размер порового канала δ или отдельного зерна пористого скелета d. Простейшая геометрическая характеристика пористой среды - эффективный диаметр частиц грунта. Эффективным диаметром частиц dэ, слагающих реальную пористую среду, называется такой диаметр шаров, образующих эквивалентный фиктивный грунт, при котором гидравлическое сопротивление, оказываемое фильтрующейся жидкости в реальном и эквивалентном грунте, одинаково. Эффективный диаметр определяют по гранулометрическому составу (рис.2), н.п. по формуле веса средней частицы , где di - средний диаметр i -ой фракции; ni - массовая или счетная доля i - ой фракции. Пористость горных пород Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор: 1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. 2. Поры растворения образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры, например выщелачивания, вплоть до образование карста. 3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12%, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – Al2O3·2SiO2·H2O. 4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации. 5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре. Виды пор (2) - (5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах. Объём пор зависит от: 1. формы зёрен и размера зёрен; 2. сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость); 3. укладки зёрен, например, при кубической укладке пористость составляет ≈ 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (см. рис. 5); Рисунок 5 - Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка ,б – более компактная ромбическая укладка 4. однородности и окатанности зёрен; 5. вида цемента (см. рис. 6). Рисунок 6 - Разновидности цемента горных пород Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры. Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых. Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор и измеряется она в м3, см3. На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах. Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор. Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие. Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%. Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы: 1. субкапиллярные - размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит); 2. капиллярные - размер пор от 0,0002 до 0,5 мм; 3. сверхкапиллярные - размер пор > 0,5 мм. По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы). Общая и открытая пористость зависят от: 1. глубины залегания и ,как правило, падает с увеличением глубины залегания; 2. от плотности пород; 3. количества цемента и др. Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. раздел лаборат. практикума). Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна. Контрольные вопросы 1. Основные типы коллекторов нефти и газа. 2. Пористость горных пород, ее виды и методы определения. 3. Распределение пор по размерам. 4. Гранулометрический состав пород и методы его определения. 5. Изменение свойств коллекторов под действием различных факторов. Тема: Проницаемость, насыщенность, удельная поверхность горных пород Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.). Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты. К плохо проницаемым относятся: глины, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Для существующих типов каналов (субкапиллярные, капиллярные, трещины), фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр, установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления. Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления: , где Q – объёмная скорость воды; v – линейная скорость воды; F – площадь сечения, F = πd2/4; L – длина фильтра; k – коэффициент пропорциональности. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k , который называется коэффициентом проницаемости (kпр). Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения : , В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2; в системе СГС [kпр] в см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр] в Д (дарси). 1 дарси = 1,02⋅10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 = 1,02 мкм2 ≈ 1 мкм2. Физический смысл размерности проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация. Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. В этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с проводящими каналами в осевом направлении. Рисунок 7- Схема радиального притока жидкости в скважину Дебит при радиальной фильтрации жидкости: . Таким образом, оценить коэффициент проницаемости при радиальной фильтрации жидкости можно по уравнению: . По характеру проницаемости различают следующие виды коллекторов: 1. равномерно проницаемые; 2. неравномерно проницаемые; 3. трещиноватые. По величине проницаемости (мкм2) для нефти выделяют 5 классов коллекторов: 1. очень хорошо проницаемые (>1); 2. хорошо проницаемые (0,1 – 1); 3. средне проницаемые (0,01 – 0,1); 4. слабопроницаемые (0,001 – 0,01); 5. плохопроницаемые (<0,001). Классификация коллекторов газовых месторождений включает 1–4 классы. Теоретически, для хорошо отсортированного материала (песок мономиктовый) проницаемость не зависит от пористости. Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы являются и более проницаемыми. Проницаемость абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях: 1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью. 2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью. Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются. Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода). При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом. Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов. Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз. Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн). Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции (аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода. Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом. Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности: . Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 - 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (SВ) < 25%; нефтенасыщенность: SН = 65 - 94%, в зависимости от "созревания" пласта. Для газонефтяных месторождений: SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH). Рисунок 8 - Области распространения одно-, двух- и трёхфазного потоков: 1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы. Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока. При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-75%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю. При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33 –35% фильтроваться будет один газ. При нефтенасыщенности меньше 23% движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30% и газа от 10 до 18% фильтроваться может только одна нефть. Заштрихованные промежуточные области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ – вода, газ – нефть, вода – нефть. Область совместного движения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в следующих пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%. Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени: Sуд. = 7·105 (m·√m) / (√kпр.). Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную поверхность в м2/м3. Контрольные вопросы 1. Основные типы коллекторов нефти и газа. 2. Пористость горных пород, ее виды и методы определения. 3. Трещиноватость горных пород. 4. Проницаемость горных пород, ее виды и методы определения. 5. Распределение пор по размерам. 6. Неоднородность и анизотропия коллекторских свойств породы. 7. Гранулометрический состав пород и методы его определения. 8. Изменение свойств коллекторов под действием различных факторов. Тема: Механические и тепловые свойства горных пород Породы, залегающие в недрах Земли, находятся под влиянием горного давления, которое обусловлено весом пород, тектоническими силами, пластов давлением и термическими напряжениями, возникающими под влиянием тепла земных недр. В результате воздействия на породу комплекса упомянутых сил элемент породы, выделенный из массива, может находиться в общем случае в условиях сложного напряженного состояния, характеризующегося тем, что на него действуют как нормальные, так и касательные напряжения. Нормальные и касательные напряжения, действующие на элемент породы, вызывают соответствующие деформации его граней. Нормальные составляющие напряжений вызывают деформации сжатия элемента или растяжения, а касательные напряжения - деформации сдвига граней. Единой теории, описывающей напряженное состояние горных пород, нет по причине чрезвычайной сложности процесса из-за влияния на него множества геологических, физических и тепловых факторов. При этом результаты относятся лишь к частным конкретным геологическим условиям. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от действия массы вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находят в условиях равновесия. Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения: - по вертикали где σz - вертикальная составляющая напряжений; ρ - плотность породы; g - ускорение свободного падения; Н - глубина залегания пласта. -по горизонтали (в простейшем случае) , где n — коэффициент бокового распора. Значение n для пластичных и жидких пород типа плывунов равно единице (тогда напряжения определятся гидростатическим законом), а для плотных и крепких пор в нормальных условиях, не осложненных тектонически, выражается во многих случаях долями единицы. Горизонтальные напряжения в породах меньше вертикальных, что, по-видимому, часто имеет место при небольшой глубине залегания, если в разрезе нет пород с пластическими свойствами. В случае пластичных и текучих горных пород п = 1, для хрупких пород значения п составляют 03-0,7. Предыдущая формула выведена для условия, когда справедливо предположение об отсутствии деформации пласта в горизонтальном направлении и когда не учитывается пластичность горных пород. В условиях реальных пластов эти предположения не всегда справедливы и возможны более сложные напряженные состояния горных пород. При достаточно больших давлениях на значительных глубинах (2500-3000 м), по-видимому, происходит выравнивание напряжений вплоть до величин, определяемых гидростатическим законом, так как предполагается, что за длительные теологические периоды породы испытывают пластические или псевдопластические деформации. Однако чаще всего вследствие интенсивных тектонических процессов, происходивших в земной коре в течение геологических периодов, горные породы многократно деформировались, что, по-видимому, сопровождалось возникновением значительных различий между главными напряжениями. В областях, где в результате тектонических процессов происходило боковое сдавливание пород и образование надвига, наибольшим должно быть горизонтальное напряжение, которое, по-видимому, может иногда в 2-3 раза превышать вертикальное горное давление. В зонах возникновения сбросов, не сопровождавшихся боковым сжатием, вертикальные напряжения пород должны значительно превышать горизонтальные. Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений. Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным. Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин. При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С: Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кг⋅К). Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) λ характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t. Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ. Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%. Контрольные вопросы 1. Неоднородность и анизотропия коллекторских свойств породы. 2. Гранулометрический состав пород и методы его определения. 3. Механические свойства горных пород. 4. Изменение свойств коллекторов под действием различных факторов. 5. Тепловые свойства горных пород. Тема: Физико-химические свойства нефти и газа Состав и физико-химические свойства нефти Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефти различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием. По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефти меняется от зеленовато-бурого до чёрного. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов: Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой CnH2n+2. Содержание их в нефти составляет 30 - 70%. Различают алканы нормального (н-алканы – пентан и его гомологи) строения, изостроения (изоалканы – изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.). В нефти присутствуют газообразные алканы от С1 до С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5 – С16 составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы С17 – С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины. Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой CnH2n, бициклические - CnH2n-2, трициклические - CnH2n-4, тетрациклические - CnH2n-6. Содержание их в нефти колеблется в интервале 25 - 75%. Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти. Ароматические углеводороды (арены) – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические π - сопряжённые системы. Содержание их в нефти изменяется от 10 до 50%. К ним относятся представители моноциклических: бензол и его гомологи (толуол, о-, м-, п-ксилол и др.), бициклические: нафталин и его гомологи, трициклические: фенантрен, антрацен и их гомологи, тетрациклические: пирен, его гомологи и другие. Гибридные углеводороды (церезины) – углеводороды смешанного строения: парафино-нафтенового, парафино-ароматического, нафтено-ароматического. В основном это твердые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей. Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы. К ним относятся: 1. кислородсодержащие - фенолы, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и др., содержание в нефтях от 0,1 до 1%; 2. серосодержащие - меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и др., содержание в нефтях от 0,1 до 1-6 %; 3. азотсодержащие - амины, пиридин, хинолин, пирролы и др. и их производные, содержание в нефтях от 0,02 до 0,4 -1%; 4. порфирины - имеют структуру в основе, которой расположены четыре пиррольных кольца координационно соединенные с атомами ванадия, никеля и др., содержание в нефтях меньше 1%; 5. смолы и асфальтены - высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома, содержание в нефтях от 1 до 35%. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300оС. В нефти Западной Сибири на их долю приходится до 15%. В нефти содержатся в малых количествах минеральные вещества и вода. Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в определенных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28-540°С. Различают следующие основные фракции нефти: 1. 28-180°С – широкая бензиновая фракция; 2. 140-200°С – уайт-спирт; 3. 180-320°С – широкая керосиновая фракция; 4. 150-240°С – осветительный керосин; 5. 180-280°С– реактивное топливо; 1. 140-340°С – дизельная топливо (летнее); 2. 180-360°С – дизельная топливо (зимнее ); 3. 350-500°С – широкая масляная фракция; 4. 380-540°С – вакуумный газойль. Фракционирование осуществляется на установке АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Физико-химические свойства нефти Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объема: ρ = m/v [ г/см3; кг/м3]. Плотность относительная (ρо) есть отношение абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности воды (ρв) при 4оС: ρо = ρн / ρв. Плотность (ρн) и удельный вес (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объема. Обычно плотность сепарированных нефти колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величине плотности нефти условно различают: -легкие с плотность 820-860, -средние – 860-900, -тяжелые – 900-950 кг/м3. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность сепарированных нефти уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа. С увеличением пластового давления плотность нефти уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного газа. С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами. Плотность нефти при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления. С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефти будет возрастать. В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве. Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др. Нефть – неидеальная система. Вязкость (абсолютная, динамическая) – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении. Размерность динамической вязкости: 1. система СИ – [Па⋅с, мПа⋅с]; 2. система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/(см⋅с)]. С возрастанием температуры вязкость сепарированных нефтей уменьшается, а с возрастанием давления возрастает. Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести. . Единицы измерения кинематической вязкости: 3. система СИ – [м2/с, мм2/с]; – система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10-4 м2/с. Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, повышенного давления и температуры. Вязкость уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в нефти. Повышение давления вызывает увеличение вязкости, а температуры - уменьшение. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных. Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость. Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПа⋅с до десятых долей мПа⋅с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. Вязкость влияет на реологические свойства нефтей. Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно-механические свойства нефти. Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и парафина. Сжимаемость нефти. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) β: . Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации: , где Vпл – объём нефти в пластовых условиях; Vдег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %): , Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%. Физические свойства и состав нефти в пределах одного и того же пласта не всегда остаются постоянными. Изменение свойств нефти зависит, в основном, от глубины залегания пласта. В залежах, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевыми водами, плотность нефти и количество смол увеличиваются с глубиной залегания. Плотность нефти увеличивается от свода к крыльям залежи. В сводовой части залежи всегда больше газа. Ближе к зонам водонефтяного контакта происходят окислительные процессы, что увеличивает плотность нефти в приконтурных зонах. Вязкость нефти увеличивается от купола свода к крыльям. Давление насыщения нефти газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту, а, следовательно, и объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки. Состав и физико-химические свойства природных газов Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом. Углеводородные газы в пластовых условиях в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, как правило, растворённого газа содержится в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте. От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3). Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, и выше), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He и др.). Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений. При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана. Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды - смесь углеводородовв от С1 до С4: метан, этан, пропан, изо-бутан и н-бутан. Относительная плотность газа расчитывается по отношению к плотности воздуха: . При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу (физическое взаимодействие). Для учёта этого взаимодействия ввводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния. Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температуры), природы газа. Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние. Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние. Отношение объема газа в пластовых условиях (Vпл.) к объему газа при нормальных условиях (Vo) называется объемным коэффициентом (b) газа. Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой. Различают динамическую вязкость (μ) и кинематическую вязкость (ν). Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Вязкость углеводородного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза. Неуглеводородные компоненты природного газа: гелий, азот, углекислый газ, сероводород, воздух - более вязкие составляющие. Величина вязкости для них изменяется от 0,01 до 0,025 спз. С возрастанием температуры увеличиваются средняя длина пробега молекулы и средняя скорость движения молекулы, а, следовательно, и вязкость газа возрастает, несмотря на уменьшение плотности. От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: или , где Vж – объём жидкости-растворителя; α – коэффициент растворимости газа; Vг – объем газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости; К – константа Генри (К=f(α)). Коэффициент растворимости газа (α) показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж ) при данном давлении: . Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована, она содержит приблизительно 5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды. Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри. Растворимость газа зависит также от минерализации воды, температуры, давления. С увеличением минерализации растворимость углеводородов в воде уменьшается. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум. Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения. Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому, при этом нефть будет полностью насыщена газом. Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Контрольные вопросы 1. Физические состояния нефти и газа в залежи. 2. Состав природных газов. 3. Основные свойства природных газов. 4. Уравнение состояния природных газов. 5. Кристаллогидраты и условия гидратообразования. 6. Состав и классификация нефтей. 7. Свойства пластовой нефти. 8. Растворимость газов в нефти и воде. Тема: Физико-химические свойства пластовых вод По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95 - 98%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа. Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. Различают следующие виды пластовых вод: 1. подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); 2. краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); 3. промежуточные (между пропластками); 4. остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода). Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти. Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: 1. рассолы (Q>50 г/л); 2. солёные (10 σ13, то 0 < cosΘ < 1, из чего следует, что угол Θ – острый (наступающий), а поверхность – гидрофильная. Если σ23 > σ13, то –1 < cosΘ < 0, из чего следует, что угол Θ – тупой (отступающий), а поверхность – гидрофобная. Существуют также переходные поверхности (т.н. амфотерные), которые хорошо смачиваются как полярными, так и неполярными системами. К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям – парафины, жиры, воск, чистые металлы. Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда. Поверхностные явления описываются также работой адгезии. Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия – явление сцепления поверхностей разнородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием. Явления смачиваемости рассматривались для равновесного состояния системы. В пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз. За счет вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трехфазный периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения жидкости (менисков жидкости) в каналах и трещинах. Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо. Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной. При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80% Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 13). Рисунок 13 - Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти: , где σ – поверхностное натяжение на границе нефть-вода; R – радиус сферической поверхности столбика нефти; r – радиус ее цилиндрической поверхности. Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями. Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений – капиллярное давление: . Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем – эффект Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз. В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление. Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти. Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта. Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства – причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой. Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95–100%. Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия. Макронеоднородное строение пластов – наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.). Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти: 1. капиллярно удержанная нефть; 2. нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы; 3. нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой; 4. нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами; 5. нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки). Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород. Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках. Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов. Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру. Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти. За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки – вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства. Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу. На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта. По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам. Контрольные вопросы 1. Зависимость поверхностного натяжения от давления, температуры, добавок ПАВ, солей, кислот. 2. Поверхностные явления в процессах вытеснения жидкостей и газов из пористой среды. 3. Основные характеристики процессов вытеснения. 4. Смачивание и краевой угол смачивания. Сорбционные явления. 5. Капиллярные явления в пористых средах. 6. Источники пластовой энергии. 7. Зависимость нефтеотдачи от различных факторов. 8. Физические основы повышения нефтеотдачи пластов различными методами. Тема: Объект разработки, условия объединения пластов в объект разработки Развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти , что в основном связано с значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высоким обводнением , а также открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к коллекторам с высокой геологической неоднородностью, карбонатным породам со сложным строением пустотного пространства, газонефтяным залежам, залежам с высоковязкими нефтями и аномальными условиями залегания. Растет доля запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах ( с 29 % в 1980 г. до 75 % в 1993 г. ) с неблагоприятными условиями ее извлечения. Растет доля месторождений, расположенных на труднодоступных территориях, что требует увеличения капитальных вложений на их освоение, а также применения новых технологий и технических средств. Другой особенностью современного этапа является все возрастающий объем запасов, находящихся на поздней стадии разработки, с резким изменением их структуры. Выработанность активных запасов достигла величины 65,5 %, трудноизвлекаемых – 23%. Основными регионами ускоренного воспроизводства сырьевой базы является Западная и Восточная Сибирь с Республикой Саха, Тимано-Печорская провинция, наиболее крупные по запасам и ресурсам площади Арктического и Дальневосточного шельфа, перспективной является и Российская часть Прикаспийской впадины. Среди горно-геологических параметров основными являются: 1. геометрия месторождения ( форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания); 2. свойства коллекторов (емкостные –пористость, нефтенасыщенность,; фильтрационные – проницаемость; литологические – гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические – механические, теплофизические и др.); 3. физико-химические свойства флюидов; 4. энергетическая характеристика месторождения; 5. величина и плотность запасов нефти. Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой. По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. К однофазным залежам относятся : 1. нефтяные залежи, приуроченные пластам –коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом; 2. газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом. К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью ( нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на : 3. нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( V > 0,75 ) ; 4. газо- или газоконденсатнонефтяные ( 0,50 < V < 0, 75); 5. нефтегазовые или нефтегазоконденсатные ( 0,25 < V <0,50 ); 6. газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V < 0, 25 ). В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть. Месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности. По сложности строения месторождения ( залежи ) подразделяются на : 7. простого строения , приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу; 8. сложного строения , характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки; 9. очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. К категориям сложного и очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на: 10. уникальные , содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа ; 11. крупные , содержащие от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа; 12. средние, содержащие от 10 до 30 млн.т.нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа; 13. мелкие, содержащие менее 10 млн.т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа. Природным источником сырья (нефти, газа) является залежь. Доступ в нее обеспечивается посредством множества скважин. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин: 14. добывающие ; 15. нагнетательные; 16. специальные. Добывающие скважины, имеющие фонтанное, насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным , так как характерен для вновь открытых , энергетически не истощенны месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти. При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров ) сжатый ( углеводородный ) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа. В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых ( ШСН ) или погружных ( ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов ( их прерывистости ) , плотности сетки скважин основного фонда и т. д. Наблюдательные и пьезометрические скважины служат в качестве контрольных и предназначены для: -наблюдательные для периодического наблюдения за изменением положения ВНК и ГНК , ГВК , за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи; - пьезометрические - для систематического изменения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта. Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях ( залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С . Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды , сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов. Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки. Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты. Скважины – дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения ( физического износа) или по техническим причинам ( в результате аварий при эксплуатации ) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин – дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов. Законсервированные скважины - не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения ), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации ( действующие ), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения. К находящимся в эксплуатации ( действующим ) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В фонде, находящихся в эксплуатации ( действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово- профилактическом обслуживании( простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце ). К находящимся в капремонте после эксплуатации относятся скважины, выбывшие из действующих, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца. Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объект р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается своей сеткой скважин. Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации. Под эксплуатационным объектом понимают продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений. При разбивке нефтеносной свиты на этажи разработки необходимо использовать следующие правила: 17. в пределах нефтеносной свиты выделяют, как правило не более трех этажей (чтобы не бурить более трех серий скважин, что экономически не целесообразно ); 18. если взаимное расположение эксплуатационных объектов таково, что невозможно ввести их в разработку путем возврата скважин( например при наличие перекрытия головных частей пластов наклонной поверхностью размыва) , то необходимо проектировать более трех этажей разработки; 19. этаж разработки должен быть выбран так, чтобы производительность нижнего базального пласта была выше возвратных объектов в этом этаже; 20. для повышения эффективности разработки необходимо объединять пласты для совместной эксплуатации, что позволить повысить производительность скважин . Пласты совмещают в один эксплуатационный объект, руководствуясь следующими принципами: 21. качество нефти из совмещаемых пластов должно быть одинаковым; 22. литологический состав, мощность, пористость, проницаемость должны быть в близких пределах; 23. должны быть сходными геолого-промысловые показатели пластов. Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных месторождений определяют: 1. порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; 2. сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу; 3. способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений). Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин. При выделении объектов следует учитывать: 1. геолого-физические свойства пород-коллекторов; 2. физико-химические свойства нефти, воды и газа; 3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов; 4. технику и технологию эксплуатации скважин. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект. Контрольные вопросы 1. Что называется залежами? 2. Виды залежей? 3. Виды скважин и их назначение? 4. Понятие объекта разработки 5. Принципы объединения пластов в объект разработки Тема: Понятие о системе разработки и её параметрах. Стадии разработки нефтяного месторождения Сетка размещения скважин Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)·104 м2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20·104 м2/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском - 60·104 м2/скв. – 1000 м · 600 м, Самотлорском - 64·104 м2/скв. Стадии разработки месторождений Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др. По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме . Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти. Рисунок 14 - Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: 1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 - значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется: 4. интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ÷ 2 % в год от балансовых запасов); 5. быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ÷ 0,8 от максимального; 6. резким снижением пластового давления; 7. небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ÷ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости); 8. достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%). Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ÷ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам). Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется: 9. более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ÷ 17 %) в течение 3 ÷ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ÷ 2 года - при повышенной вязкости; 10. ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; 11. нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ÷ 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%); 12. отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; 13. текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30 ÷ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ÷ 15%. Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется: 14. снижением добычи нефти (в среднем на 10 ÷ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ÷ 10 % при нефтях повышенной вязкости); 15. темпом отбора нефти на конец стадии 1 ÷ 2,5 %; 16. уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; 17. прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ÷ 85 % при среднем росте обводненности 7 ÷ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости; 18. повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ÷ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ÷ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости; - суммарным отбором жидкости 0,5 ÷ 1 объема от балансовых запасов нефти. Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ÷ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ÷ 90 % извлекаемых запасов нефти. Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1%); 1. большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3); 2. высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%); 3. более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ÷ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); 4. отбором за период стадии 10 ÷ 20% балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ÷ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%. Контрольные вопросы 1. Понятие системы разработки 2. Классификация систем разработки 3. Что называется плотностью сетки скважин? 4. Стадии разработки и их характеристика 5. Темпы разработки Тема: Классификация систем разработки. Рациональная система разработки Системы разработки нефтяных месторождений Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии. Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий: 1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационный объект продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на базисные (основные)- более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты. Возвратные - менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которых предусматривается проводить путем возврата скважин с базисного объекта. 2. Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемещающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности. Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производительность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти. 3. Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддержания пластового давления и др.). 4. Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку. Заводнение пластов бывает: 1. законтурное, 2. приконтурное, 3. внутриконтурное. Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-100 м и более. Приконтурное заводнение применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами и контуром нефтеносности - очень небольшое или же их располагают непосредственно на контуре нефтеносности. Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождений являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей. Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей. Системы разработки многопластовых месторождений делятся: 1. Системы одновременной разработки объектов: а) Раздельная разработка (когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин) б) Совместная разработка (при которой несколько пластов эксплуатируются единой сеткой скважин) в) Совместно-раздельная разработка. 2. Системы последовательной разработки: а) Сверху вниз б) Снизу вверх Системы разработки эксплуатационных объектов или отдельных залежей классифицируются в зависимости от размещения скважин и по виду используемой энергии. Системы разработки бывают с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке. Системы с равномерной сеткой подразделяются: 1. по форме сетки (треугольные и квадратные) 2. по плотности сетки 3. по темпу ввода скважин: а) одновременная б) замедленная Под плотностью сетки подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Системы с неравномерной сеткой аналогично разделяют 4. по плотности сетки, 5. по темпу ввода скважин в работу дополнительно их разделяют: 6. по форме рядов: а) незамкнутые б) кольцевые - по взаимному расположению рядов: с выдержанными расстояниями между скважинами и с уплотнением в центральной части площади. В зависимости от вида используемой энергии системы разработки делятся: 1. Системы разработки при естественных режимах 2. Системы разработки с ППД. Системы разработки с ППД делятся на три вида: 1.Законтурное заводнение 2.Приконтурное заводнение 3.Внутриконтурное заводнение. Технологические показатели разработки: 1. текущая и накопленная добыча нефти и жидкости; 2. обводнённость; 3. текущая и накопленная закачка воды; 4. компенсация отбора закачкой воды; 5. коэффициент нефтеотдачи; 6. число скважин; 7. пластовое и забойное давление; 8. текущий газовый фактор; 9. дебит скважин, приёмистость нагнетательных скважин. Экономические показатели разработки: 1. себестоимость продукции; 2. производительность труда; 3. капитальные вложения; 4. эксплуатационные расходы и другие. Рациональной называется система разработки при которой достигается максимальная нефтеотдача при минимальных капитальных вложениях. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3—4 до 16—20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60—70% площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшие разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т. е. приводят к увеличению продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность 1 стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На 1 стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии. Контрольные вопросы 1. Понятие системы разработки 2. Классификация систем разработки 3. Что называется плотностью сетки скважин? 4. Рациональная система разработки 5. Темпы разработки Тема: Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений При разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей (рис. 5.1). Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных “целиков” обойденного пластовой водой газа. Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа. С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа. С точки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки. При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырех лет. В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи. В случае применения сайклинг-процесса (закачки в пласт сухого газа, добытого из той же залежи, в целях поддержания пластового давления на уровне давления начала конденсации) следует выделять период консервации запасов газа, в процессе которого основным добываемым продуктом является конденсат. Таким образом в каждый период применяется своя система разработки газовой залежи. В технологическом значении этого понятия - это комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа конденсата и воды в пласте. Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технические мероприятий: а) определенного размещения рассчитанной числа эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности; б) установления технологического режима эксплуатации скважин; в) рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию; г) поддержания баланса пластовой энергии. Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы. Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности. При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности: 1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5.2); 2) батарейное (рис. 5.3); 3) линейное по “цепочке” (рис. 5.4); 4) в сводовой части залежи (рис. 5.5); 5) неравномерное (рис. 5.6). В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников 9рис.5.2б) или углах квадратов (рис.5.2а). Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. Недостаток равномерной системы расположения скважин — увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей. Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых (рис. 5.3) или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа. При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. Линейное расположение скважин по площади газоносности (рис.5.4) обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное. Размещение скважин в сводовой части залежи (рис.5.5) может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту. На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности (рис.5.6). Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины. Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей .протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач. Наблюдательные скважины (примерно 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте. При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи. При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные — также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, эксплуатационные — в повышенной, купольной. При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента. Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 – 1200м, а между добывающими 400 – 800м. Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин. Контрольные вопросы 1. Стадии разработки газовых месторождений 2. Особенности разработки газовых месторождений 3. Расположение скважин на газовых месторождениях Тема: Общие принципы проектирования разработки месторождений нефти и газа. Анализ, контроль и регулирование процесса разработки Общие принципы проектирования разработки Основные технологические проектные документы на промышленную разработку нефтяных и газовых месторождений – технологические схемы и проекты разработки. Они служат в свою очередь основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи. Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основании схемы или не введенного в разработку с простым геологическим строением и малыми запасами. В технологических проектных документах обосновываются: 1. выделение эксплуатационных объектов и порядок ввода их в разработку, выбор системы разработки; 2. способы и режимы эксплуатации скважин, выбор устьевого и внутрискважинного оборудования, мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; 3. уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; 4. вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением, вопросы, связанные с особенностями применения методов повышения нефтеотдачи; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; объемы и виды работ по доразведке месторождения; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; 5. требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин; 6. требования к системам ППД, качеству используемых агентов; 7. требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; 8. мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеотдачи; 9. вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений. Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Один из рассматриваемых вариантов выделяется в качестве базового варианта. Технологические и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности. В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за 1. дебитом нефтедобывающих скважин по нефти, 2. процентом обводненности нефти, 3. газовым фактором, 4. выносом песка, 5. изменением забойного и 6. пластового давления. Ежедневно контролируют 1. приемистость водонагнетательных скважин, 2. давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и 3. систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин. На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др. При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке. По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар - карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности. Контроль процесса разработки – это сбор, обработка и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем со стоянии и динамике показателей разработки. Задача контроля – это обеспечение высокого качества первичной информации. Контроль за разработкой месторождения: 1. Контроль выработки запасов: а) Учёт количества продукции и объёма закачки воды; б) Изучение перемещений ВНК; в) Определение конечной и текущей нефтеотдачи; г) Определение остаточной нефтенасыщенности пласта. д) Охват заводнением 2. Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: а) Определение пластового, забойного и устьевого давлений; б) Изучение изменения пластовой температуры; в) Исследование скважин и пластов; г) Изучение изменений свойств нефти, газа и воды. 3. Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: а) Выявление негерметичности обсадных колонн; б) Выявление износа оборудования; в) Определение эффективности использования оборудования; 4. Контроль осложняющих условий добычи нефти: 7. изучение условий выпадения парафина и солей; 8. изучение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; 9. определение предельных безводных дебитов. Основные способы получения информации при контроле - измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин. Следовательно, задачи решаются и по отдельным скважинам (оперативный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль). Под регулированием разработки понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежи в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения max возможных коэффициентов нефтеотдачи. Методы регулирования делятся на 2-е группы: 1. Без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин а) воздействие на призабойную зону пласта, которая увеличивает продуктивность скважин, организацию притока воды, выравнивание и расширение профиля притока. б) Изменение технологических режимов работы скважины в) Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов в одной скважине. 2. Частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых скважин. а) Организация очагового заводнения, б) Переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, в) Бурение добывающих и нагнетательных скважин или возврат скважин с других пластов, г) Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Учет показателей работы скважин. Документация. Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д. Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы: 1. эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины); 2. карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины; 3. паспорт скважины. В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются: 4. ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде; 5. газовый фактор; 6. часы работы и простоя скважины, причины простоя; 7. изменения способа эксплуатации; 8. характеристики оборудования или режима его работы. За каждый месяц подводятся итоги: 9. добыча нефти; 10. добыча воды; 11. обводненность месячной продукции; 12. число часов работы и простоя; 13. среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти; 14. значения среднего газового фактора. В карточке нагнетательной скважины записывают: 15. приемистость скважины; 16. давление нагнетания воды (или другого агента); 17. число часов работы и простоя; 18. причины простоя. Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц: 19. количество закачанной воды; 20. число часов работы и простоя; 21. среднесуточную приемистость; 22. среднее давление на устье скважины. В карточку по исследованию скважины вносят: 23. дату и вид исследования (замеров); 24. данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования; 25. глубину и продолжительность замера; 26. тип прибора; 27. результаты проведенных замеров. Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные: 28. общие сведения (назначение скважины; 29. местоположение (координаты); 30. альтитуда устья; 31. даты начала и окончания бурения; 32. способ бурения; 33. глубина забоя; 34. целевой горизонт; 35. дата ввода в эксплуатацию); 36. геолого-технический разрез скважины: 37. литолого-стратиграфическая колонка; 38. основные кривые геофизического комплекса исследований скважины; 39. схема ее конструкции; 40. характеристика кривизны; 41. характеристику продуктивных пластов и фильтра: 1. глубина кровли и подошвы пластов; 2. интервалы перфорации; 3. характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность; 42. результаты освоения скважины: 4. вскрытый пласт, начало освоения; 5. среднесуточные показатели за первые 30 дней работы: 6. способ эксплуатации; 7. дебиты по нефти, газу, жидкости, воде; 8. показатели давления; 9. коэффициент продуктивности; 43. физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта: 10. описание пород; 11. коэффициенты пористости; 12. проницаемости; 13. нефтегазоводонасыщенности; 14. неоднородности; 15. положение ВНК (ГНК, ГВК); 16. результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб); 17. характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях); 18. характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы); 19. аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя). Паспорт содержит: 44. сводную таблицу работы скважины; 45. месячные и годовые показатели (из карточки скважины); 46. суммарные показатели с начала эксплуатации скважины. 47. Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы: 48. геологический отчет по эксплуатации скважин; 49. карта текущего состояния разработки; 50. карта суммарных отборов и закачки по скважинам; 51. технологический режим работы скважин. Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки. Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом. Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта. Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта. Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели. Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах — в паспорте объекта разработки и на графике разработки. В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки. Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта: средние параметры объекта до начала разработки; свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности; свойства газа; свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов); данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов); данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти). Контрольные вопросы 1. Принципы проектирования разработки 2. Параметры контролируемые при разработке месторождений 3. Назначение контроля процесса разработки 4. Регулирование процесса разработки 5. Методы регулирования процесса разработки Тема: Охрана окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений Экологическая опасность производства характерна для многих отраслей - химической, пищевой, текстильной, деревообрабатывающей, горнодобывающей, производства строительных материалов, транспорта и т.д. Не является исключением и нефтегазодобывающее производство. Первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т.е. добываемого флюида - нефти, газа, высокоминерализованных и термальных вод и др. Эта продукция пожароопасна, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа в высоконапорных струях диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешении с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси. Степень такой опасности наглядно проявилась при аварии, которая произошла невдалеке от г. Уфы. Имела место утечка газа из продуктопровода, образовалось скопление взрывоопасных компонентов. От искры ( на этом участке двигались поезда ) произошел мощный взрыв, приведший к многим человеческим жертвам. Второй особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах - до 10-12 тыс. м. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты ( нефтяные, газовые, водоносные и др.). Так, интенсивный отбор нефти в больших масштабах из высокопористых песчаных пластов - коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т.е. давления пластового флюида - нефти, газа, воды. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась как за счет напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки - снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы достигают таких широких масштабов, что могут приводить к землетрясениям, как было, например, в Нефтеюганске. Здесь следует отметить, что нефтегазодобыча может воздействовать не только на отдельный глубокозалегающий пласт, но и на несколько различных по глубине пластов одновременно. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т.е. нарушается геологическая среда. В практике нефтегазодобывающего производства известны и многолетние истечения минерализованных вод из скважин и серопроявления из пластов. В целях поддержания пластового давления, широко применяется закачка поверхностных вод и различных смесей в пласты, что приводит к полному изменению физико-химической обстановки в них. Гридин считает, что в пластах образуются водонефтяные эмульсии, различные суспензии, меняется химический состав вод, поры могут закупориваться осадками, образующимися в процессе реакции поверхностных вод с пластовыми, там могут развиваться инородные бактерии и т.д. В процессе сооружения основного производственного объекта нефтегазодобывающего производства, т.е. при бурении скважины во вскрытом ею интервале все пласты получают гидравлический канал связи между собой и атмосферой. При определённых условиях, складывающихся в результате нарушения технологии бурения или её несовершенства, вскрытые пласты сообщаются между собой и могут происходить перетоки вод, нефти и газа между пластами. В аварийных ситуациях при открытом фонтанировании флюиды могут изливаться на дневную поверхность и непосредственно загрязнять окружающую природную среду - почвы, земли, воды, атмосферу, растительность. После ликвидации фонтанов нередки перетоки высоконапорных флюидов через вышележащие пласты на дневную поверхность в виде грифонов. В случаях глушения фонтанов (газовых) с помощью атомных взрывов наблюдались некоторые незначительные повышения уровня радиоактивности. Современная технология крепления скважин несовершенна и не обеспечивает надёжного разобщения пластов за обсадной колонной. По этой причине через заколонное пространство большинства работающих скважин происходят межпластовые перетоки флюидов из высоконапорных пластов в низконапорные, т.е. чаще всего снизу вверх. В итоге резко ухудшается качество всей гидросферы. В процессе бурения скважин даже без нарушения технологии происходит поступление буровых растворов в поглощающие горизонты, а также проникновение фильтрата растворов в околоскважинное пространство. Таким образом осуществляется загрязнение гидросферы на всех этапах жизни скважины, на всех стадиях ее работы. Именно перечисленные выше процессы привели к загрязнению питьевых вод на территории Татарстана. Его жители во многих населённых пунктах вынуждены пользоваться привозной питьевой водой. Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источником повышенной опасности. Сюда же относится весь транспорт и спецтехника -автомобильная, тракторная, авиа и т.п. Опасны трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы. Могут поступать из скважины и выделяться из раствора такие высокотоксичные газы, как, к примеру, сероводород; являются экологически опасными факелы, в которых сжигается неиспользуемый попутный нефтяной газ. Во избежание ущерба от этих опасных объектов, продуктов, материалов система сбора и транспорта нефти и газа должна быть герметизирована. Однако аварии на указанных объектах, а также на паро- и глинопроводах приводят к очень тяжёлым экологическим последствиям. Так, порывы нефтепроводов и глинопроводов загрязняют земли, почвы, воды. Четвёртой особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Иными словами, нефтегазо-добывающее производство требует отвода больших участков земли (нередко на высокопродуктивных угодьях). Объекты нефтегазодобычи (скважины, пункты сбора нефти и т.п.) занимают относительно небольшие площадки в сравнении, например, с угольными карьерами, занимающими очень большие территории (как сам карьер, так и отвалы вскрышных пород). Однако число объектов нефтегазодобычи очень велико. Так, фонд скважин в нефтедобыче близок к 150 тысячам. Ввиду очень большой разбросанности объектов нефтегазодобычи очень велика протяжённость коммуникаций -постоянных и временных автодорог, железных дорог, водных путей, ЛЭП, трубопроводов различного назначения ( нефте-, газо-, водо-, глино-, продуктопроводов и т.д.). Поэтому общая площадь отводимых под нефтегазодобычу земель - пашен, лесов, сенокосов, пастбищ, ягельников и т.д. достаточно велика. Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника - автомобильная, тракторная, речные и морские суда, авиатехника, двигатели внутреннего сгорания в приводах буровых установок и т.д. так или иначе загрязняют окружающую среду: атмосферу - выхлопными газами, воды и почвы - нефтепродуктами ( дизельным топливом и маслами). По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди отраслей народного хозяйства. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причём не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т.е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов с совокупности с насыщающими их флюидами. Характер воздействия на экологию обусловлен, в частности, и тем, что все технологические процессы нефтегазодобываюшего производства - разведка, бурение, добыча, переработка, транспорт - оказывают отрицательное влияние на окружающую среду. Следует учитывать, что период, охватыващий разведку, изыскание и собственно строительство объектов нефтегазового комплекса (НГК), как правило, намного короче, чем плановый срок эксплуатации. Однако техногенные воздействия в этом периоде характеризуются гораздо большей интенсивностью, чем при эксплуатации, хотя носят иной характер. Экологический ущерб обусловлен здесь в основном физико-механическими воздействиями на почвы, гручты, флору, фауну, дестабилизацией гидрологической обстановки, активизацией эрозионных процессов, сведением растительности, загрязнением водоёмов, гибелью ихтиофауны, распугиванием животных, негативным, как правило, влиянием на образ жизни коренного населения осваиваемых территорий и пр. Особенно опасными эти виды экологического ущерба становятся в сочетании с низкой технофильностью осваиваемых территорий. Уже только указанные обстоятельства выдвигают экологические проблемы нефтегазового строительства в ряд важнейших, требующих глубокого и всестороннего изучения, обязательного их учёта при проектировании, инженерных изысканиях и строительстве объектов НГК. Решение проблемы экологического обеспечения нефтегазового строительства осуществляется на основе системного программно-целевого подхода, поскольку всякий раз требуется взаимосвязанное решение целого комплекса задач, связанных с определением источников вредных воздействий и загрязнений по всей совокупности технологий нефтегазового строительства; экологических резервов осваиваемых территорий; характера взаимодействий строительного производства с компонентами природной среды с учётом региональных факторов; экологической ситуации на момент начала строительства (фоновое состояние) и прогноза на период строительства и эксплуатации, т..е. оценки реальной и потенциальной экологической опасности на весь период существования объекта для штатной и аварийной ситуаций; системы критериев и количественных показателей устойчивости ландшафтов к воздействиям и эффективности природоохранительных мероприятий и т.д. Особую остроту экологические проблемы нефтегазового строительства приобрели при освоении нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Севера и Крайнего Севера Западной Сибири и Европейской части России. Экстремальность экологической ситуации там обусловлена повсеместным залеганием многолетнемёрзлых пород (ММП), низкой биологической активностью и скудностью местной флоры и фауны вследствие продолжительного периода отрицательных температур. Специфические природно-климатические, инженерно-геологические, геокриологические, гидрологические, геоботанические и т.п. условия районов распространения многолетнемерзлых грунтов, а также повышенная хрупкость и уязвимость экосистем Крайнего Севера осложняются к тому же социальными и бытовыми проблемами малых народностей, населяющих эти районы, что предъявляет особые требования к тактике и стратегиии освоения арктических и субарктических месторождений углеводородного сырья. Непрерывно в этом направлении и совершенствуются технические решения по добыче, сбору, подготовке и транспорту нефти и газа, организации и технологии строительства. Контрольные вопросы 1. Что является характерной особенностью нефтедобывающего производства? 2. На какую глубину в земной коре оказывает влияние нефтедобывающего производства? 3. Что может привести к землетрясениям? 4. Источники загрязнений окружающей среды при нефтедобыче Тема: Вредные вещества в нефтяной и газовой промышленности. Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства При добыче нефти объем, качественный и количественный состав загрязняющих веществ определяются физико-химическими свойствами извлекаемого флюида, технологией разработки залежей, системой сбора и транспортировки нефти. При проведении геологоразведочных работ, эксплуатации месторождений и транспортировке нефти происходит изъятие земельных площадей, загрязнение природных вод и атмосферы. Все компоненты окружающей среды в районах нефтедобычи испытывают интенсивную техногенную нагрузку, при этом уровень негативного воздействия определяется масштабами и продолжительностью эксплуатации залежей УВ. Процессы разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки и хранения нефти и газа требуют больших объемов воды для технологических, транспортных, хозяйственно-бытовых и противопожарных нужд с одновременным сбросом таких же объемов высокоминерализованных, содержащих химические реагенты, поверхностно-активные вещества и нефтепродукты, сточных вод. Источники загрязнения территории и водных объектов на нефтепромыслах присутствуют в той или иной мере на любом участке технологической схемы от скважины до нефтяных резервуаров нефтеперерабатывающих заводов. Основными загрязнителями окружающей среды при технологических процессах нефтедобычи являются: нефть и нефтепродукты, сернистые и сероводородсодержащие газы, минерализованные пластовые и сточные воды нефтепромыслов и бурения скважин, шламы бурения, нефте- и водоподготовки и химические реагенты, применяемые для интенсификации процессов нефтедобычи, бурения и подготовки нефти, газа и воды. Применяемая ныне технология строительства скважин вызывает как техногенные нарушения на поверхности земли, так и изменения физико-химических условий на глубине при вскрытии пластов-коллекторов в процессе бурения (рис.1). Загрязнителями окружающей среды при проходке и оборудовании скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. К настоящему времени не все реагенты, входящие в состав буровых растворов, имеют установленные ПДК и лимитирующие показатели вредности. Существенно загрязняют окружающую среду нефть и нефтепродукты, которые могут поступать на поверхность не только в качестве компонентов буровых растворов, но и при использовании горюче-смазочных материалов, при испытании скважин или в результате аварии. При строительстве буровой загрязнение атмосферы в основном ограничивается выбросами в атмосферу отработанных газов от двигателей транспортных средств. Работа дизельных установок в течение года на одной буровой обеспечивает выброс в атмосферу до 2 т УВ и сажи, более 30 т оксида азота, 8 т оксида углерода, 5 т сернистого ангидрида. Перевод буровых станков на электропривод позволит снизить расход нефтепродуктов, уменьшить загрязнение территории и ликвидировать выбросы в атмосферу продуктов сгорания топлива. В период проходки скважины негативное воздействие на почвенный слой, поверхностные и подземные воды оказывают буровые растворы, расход которых на один объект может достигать 30 м3/сут. Кроме того, при бурении скважин возможно применение нефтепродуктов в объеме до 1 тыс.т в год. В период испытания скважины преобладает углеводородное загрязнение, а на этапе демонтажа буровой происходит загрязнение территории за счет использованных технических материалов и неподлежащего восстановлению оборудования. В состав промывочных жидкостей входит целый ряд химических ингредиентов, которые обладают токсичными свойствами (аммоний, фенолы, цианогруппы, свинец, барий, полиакриламид и пр.). Особенно тяжелые экологические последствия вызывает сброс промывочных жидкостей специального назначения, например, на соляровой основе. Наличие органических реагентов способствует образованию суспензий и коллоидных систем в сточных водах. Для разработки природоохранных мероприятий, исключающих негативное влияние процессов строительства скважин на объекты природной среды, необходимо знание источников загрязнения окружающей среды. Под источником загрязнения понимаются технологические процессы, воздействующие на природную среду при строительстве скважин. Источником геомеханических нарушений являются следующие технологические процессы: 1. Снятие и складирование плодородного слоя земли при подготовке территории буровой; 2. Устройство насыпной площадки под буровую (при кустовом строительстве скважин); 3. Устройство шламовых амбаров (ША) (земляных котлованов) – для сбора и хранения отходов бурения; 4. Сооружение технологических площадок под оборудование буровой; 5. Засыпка ША при их ликвидации; 6. Рекультивация территории буровой; 7. Строительство дорог; 8. Вырубка, корчевание леса. Гидрогеологические нарушения связаны с процессом бурения и выражаются в поступлении в водоносные горизонты загрязнителей (поглощение буровых растворов) или водопроявлениях, что приводит к изменению гидрогеологического режима естественного функционирования водоносного комплекса. Процесс бурения сопровождается: 1) применением материалов и химических реагентов различной степени опасности; 2) значительными объемами водопотребления и 3) образованием отходов, опасных для флоры и фауны: представленных буровыми сточными водами (БСВ), отработанным буровым раствором (ОБР) и буровым шламом (БШ). Объектами загрязнения при бурении скважин является геологическая среда и гидро- и литосферы (открытые водоемы, почвенно-растительный покров). Они загрязняются из-за несовершенства технологических процессов, из-за попадания в них материалов, хим. реагентов, нефтепродуктов и отходов бурения. Основными путями проникновения отходов бурения в объекты гидро- и литосферы являются фильтрация в почвогрунты и утечки при нарушении обваловок и стенок амбаров, а также при паводках, в период дождей и интенсивного таяния снегов (смотри схему). Проблема ликвидации шламовых амбаров еще далека от своего решения. В целом по отрасли ежегодно неликвидированными остается до 16.3% амбаров. При этом из-за несвоевременного возврата земель наносится урон сельскому хозяйству, сами буровые предприятия несут экономические потери из-за выплаты компенсации (штрафов) основному землепользователю. Следует учесть то, что Западная Сибирь, как впрочем и большая часть территории России, относится к районам с неблагоприятными почвенно-ландшафтными и природно-климатическими условиями с позиций самоочищающей способности природной среды. Контрольные вопросы 1. Перечислите источники загрязнения окружающей среды, соотнеся их к этапам разработки нефтяных месторождений 2. Основные пути проникновения отходов нефтедобычи в почву и пути решения этих проблем Тема: Цели, задачи и виды исследования скважин и пластов Все методы исследования предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, об изменениях происходящих в пласте. Цели исследования: -определение коэффициента продуктивности; -определение коэффициента проницаемости; -дебитов нефти, воды и газа; -пластового и забойного давлений; -содержание песка в продукции. Виды исследований: -геофизические; -термодинамические; -дебитометрические; -гидродинамические методы исследования основаны на изучение параметров притока жидкости и газа к скважине при установившихся режимах её работы. Физические свойства пластовых флюидов и пористой среды: - вязкость (внутреннее трение) - свойство флюида оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой; -сжимаемость - это способность вещества (жидкости, газа или твердого тела) изменять свой объем под воздействием давления; -пьезопроводность - комплексный параметр, определяемый соотношением: где m - пористость пласта; μ - динамическая вязкость; β - сжимаемость флюида; k - проницаемость пласта. Пьезопроводность характеризует скорость распространения давления в среде. В системе СИ пьезопроводность измеряется в м2/с. Гидродинамические параметры, характеризующие пласт, как единый объект разработки: 1. пластовое давление Рпл; 2. среднее давление в призабойной части пласта Рср= (Рпл +Рзаб)/2; 3. средняя температура призабойной части пласта Тср= (Тпл +Тзаб)/2; 4. радиус контура питания - Rкп; 5. средняя фактическая депрессия ΔР= Рпл - Рзаб; 6. эффективная мощность h [м] - суммарная мощность всех проницаемых прослоев; 7. гидропроводность - ε [ м3/МПа с ] - комплексный параметр, определяемый по формуле: ε= kh/μ , где k -проницаемость; h - эффективная мощность пласта; μ - динамическая вязкость флюида; 8. приведенный радиус скважины Rс пр - фиктивный радиус скважины, используемый в расчетах гидродинамических параметров по формулам для однородного пласта и совершенного вскрытия скважины, учитывающий влияние несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия, загрязнения призабойной зоны и пр.) ; 9. отношение коэффициента пьезопроводности к квадрату приведенного радиуса скважины χ/Rс пр2 ; 10. фактический дебит qф определяемый по данным испытаниям, по расходометрии, по темпу изменения давления при известной плотности, по темпу изменения уровней (без привлечения косвенных оценок на основе информации о гидродинамических параметрах пласта); 11. коэффициент фактической продуктивности Кф рассчитывается по измеренной депрессии Pпл-Рзаб и фактическому дебиту qф по формуле: 12. потенциальный дебит - qпот рассчитываются по гидродинамическим параметрам пласта с помощью уравнения Дюпюи 13. гидропроводность призабойной зоны ε= kh/μ 14. коэффициент гидродинамического совершенства скважины - определяет долю перепада давлений, приходящийся на долю неоднородности в призабойной зоне пласта, то есть в принятых выше обозначениях: ΔPскин - дополнительное изменение давления, обусловленное скин-эффектом (отличием гидродинамических параметров ближней зоны от свойств пласта); ΔPсум - суммарная депрессия на пласт. Гидродинамическими исследованиями определяют такие весьма важные при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений параметры, как степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород. Для этих целей используют следующие методы: 1. Восстановление (падения) давления; 2. Гидропрослушивание; 3. Установившихся отборов (пробных откачек). Метод восстановления (падения) давления основан на наблюдениях изменения забойного давления и дебита скважин после их работы на установившемся режиме. Интерпретация полученных данных позволяет непосредственно определить комплекс параметров пласта и скважин: параметр гидропроводности и . Для раздельной оценки параметров этих комплексов необходимо воспользоваться геофизическими определениями эффективной мощности пласта, пористости и лабораторными определениями коэффициентов сжимаемости пластовой жидкости и самой породы пласта. Метод гидропрослушивания основан на наблюдениях изменения давления в реагирующих простаивающих скважинах или режима работы реагирующих эксплуатационных скважин при изменении режима работы возмущающих скважин. При этом режим возмущающих скважин может изменяться произвольно. Этим методом определяют среднее значение параметров гидропроводности и пьезопроводности χ на участке между двумя исследуемыми скважинами. Исследование скважин методом пробных откачек (методом установившихся отборов) позволяет в первую очередь определить коэффициент продуктивности и выявить характер притока жидкости в скважину, т. е. определить показатель фильтрации n. Контрольные вопросы 1. Назначение исследований скважин и пластов 2. Цели исследований 3. Виды исследований 4. Параметры, характеризующие гидродинамические параметры пласта Тема: Гидродинамические исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах: технология и порядок проведения, получаемые результаты. Обработка результатов исследований Исследование при установившихся режимах работы скважин Исследование состоит в измерении забойных давлений и соответствующих этим давлениям дебитов при 3-х – 4-х установившихся режимах работы скважин. Заранее измеряют пластовое давление. Глубинные измерения производятся глубинными приборами (манометрами), которые лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм. По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины Q от забойного давления Рзаб или от величины депрессии Р, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями (Р=Рпл - Рзаб). Такие графики называются индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм (рис.22) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно дебитов. Для добывающих скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом и приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации); криволинейные – с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов – криволинейна (рис.22, линия 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации. Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов. Форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов. Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить. Рисунок 22 - Индикаторные диаграммы Приток жидкости к забою скважины определяется зависимостью: Q = K(Рпл – Рзаб)n, где К – коэффициент продуктивности; n - коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. При линейном законе фильтрации n=1 (индикаторная линия - прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n>1, а вогнутую – при n<1. При линейном законе фильтрации уравнение притока принимает вид Q = K(Рпл – Рзаб). Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту: . Если дебит измерять в т/сут (м3/сут), а перепад давления в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/(сут·Па), или м3/(сут·Па). Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами – мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа). Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту. По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины. Исследование скважин при неустановившихся режимах Исследования проводятся в следующей последовательности: в скважину спускают глубинный манометр; после выдержки манометра на забое работающей скважины, её закрывают; через 2-3 часа манометр извлекают из скважины и достают из него бланк записи изменения давления во времени. На кривой записанной манометром выделяют следующие характерные участки: линия AB, показывает нарастание давления при спуске манометра в скважину; линия BC, показывает давление на забое перед остановкой скважины; точка C соответствует остановке скважины; линия CD, характеризует изменение давления на забое после прекращения отбора жидкости; Забойное давление в точке D будет равно пластовому давлению. - линия DE, показывает изменение давления при подъёме манометра. Полученную кривую перестраивают в новую систему координат. ΔPзб i КВД(кривая восстановления давления) А lg t Прямолинейный участок кривой подчиняется уравнению: ΔP(t)= Qμ/4πκh*ln2.25xt/rпр2 x- пьезопроводность пласта [м2/с] Характеризует скорость перераспределения давления по площади. Угловой коэффициент i, определяется по следующей формуле: i=ΔPзб2-ΔPзб1/lgt2-lgt1. Гидропрослушивание пластов Цель исследования пластов по методу гидропрослушивания заключается в определении параметров пласта, линий выклинивания, тектонических нарушений. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня жидкости или давления в скважине обусловленным изменением отбора жидкости в соседних скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей по времени пробега волны давления от одной скважины до другой, можно судить о свойствах пласта. Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на наличие между скважинами не проницаемого экрана. Обработка результатов ведется следующим образом: строят кривую изменения давления в реагирующей скважине в координатах(ΔP;lgt) и затем сравнивают её с эталонной кривой. Эталонная кривая построена в этих же координатах для фиксированных значений гидропроводности. Значения совпадающих точек фиксируются по давлению и по времени. Параметры пласта рассчитываются по соотношению: κh/μ=ΔPэ/ΔPф*ΔQ100, x=tэ/tф*10R2. Стандартным методом гидропрослушивания является контроль за изменением давления в одной или нескольких реагирующих скважинах при изменении дебита в одной возмущающей скважине. 1. Возмущающей может быть действующая, либо простаивающая добывающая или нагнетательная скважина. 2. До начала исследований действующая скважина должна работать на постоянном режиме не менее 2-3 дней, простаивающая не должна эксплуатироваться в течение этого же срока. Нагнетательная скважина должна быть либо предварительно выключена, либо работать в стабильном режиме. 3. Возмущение состоит в изменении состояния скважины (остановки, пуска, изменении дебита). Достаточность возмущения подтверждается специальным расчетом. 4. Реагирующими могут быть пьезометрические, простаивающие и специально остановленные добывающие скважины вблизи возмущающей скважины. 5. Реагирующие скважины должны простаивать перед исследованиями как минимум 2-3 суток. Среди добывающих желательно выбирать скважины, фонтанирующие или оборудованные ЭЦН. Исключается использование скважин, оборудованных ШГН. 1. В длительно простаивающих скважинах перед установкой в них контрольно-измерительной аппаратуры должны быть выполнены специальные исследования по оценке сообщаемости ствола с вмещающим пластом способом долива жидкости или оттатрывания. В скважинах с загрязненным забоем необходимы дополнительные работы по очистке забоя. Одна из основных целей гидропрослушивания сложнопостроенных коллекторов состоит в оценке эффективных гидродинамических параметров межскважинной среды. Данные араметры влияют на динамику разработки пластов и должны учитываться при гидродинамическом моделировании. Так, при гидропрослушивании сложнопостроенных коллекторов должно обязательно учитываться реальное строение межскважинной среды. Поэтому методы интерпретации результатов базируются на более сложных моделях строения пласта (с учетом неоднородности, экранов, двойных сред). Однако, использование перечисленных моделей само по себе не снимает проблемы неоднозначности интерпретации результатов. Для получения достоверной информации о строении пласта нужно уделить повышенное внимание к технологии проведения работ. Существуют два пути совершенствования технологии. Первый путь, наиболее очевидный, состоит в увеличении количества реагирующих скважин и в переводе возмущающих скважин на циклический режим попеременной работы. Но массовое проведение подобных работ немыслимо на этапе промышленной эксплуатации месторождения. Второй путь состоит в проведении исследований при минимальном вмешательстве в работу промысла. Технология подобных исследований базируется на длительных измерениях давления на забое скважин в течение межремонтного периода (от 10-15 и более суток). При этом месторождение разделяется на блоки, исходя из особенностей геологического строения. Измерения проводятся одновременно во всех скважинах блока. Технической основой для реализации подобной технологии являются автономные высокоточные манометры с большим объемом памяти, которые могут работать на забое скважины в течение межремонтного периода. При этом необходимый результат достигается за счет увеличения количества получаемой и обрабатываемой информации. Все исходные данные интерпретируются совместно на основе геологической и гидродинамической модели пласта, заложенной в проект разработки. Целью таких работ является не только уточнение значений гидродинамических параметров, но и корректировка модели пласта. Кроме всего прочего, по результатам подобных исследований можно судить о взаимной реакции соседних скважин. Контрольные вопросы 1. Виды гидродинамических исследований 2. Технология исследований при установившихся режимах 3. Виды индикаторных диаграмм 4. Построение КВД 5. Назначение гидропрослушивания пласта Тема: Оборудование для исследования скважин Оборудование и приборы для проведения гидродинамических исследований В настоящее время гидродинамические исследования производят с помощью одних из самых современных приборов. К каждому прибору прилагается, в свою очередь, программное обеспечение для более точной и оперативно выполняемой обработки результатов. Все используемые автономные приборы являются интеллектуальными цифровыми приборами с микроконтроллерным управлением, имеют внутреннюю память, автономное питание и возможность подключения к персональному компьютеру для передачи накопленной информации по проведённым инструментальным замерам. 1. Контроль уровня 1. Уровнемер «Судос-мини плюс» 2. Уровнемер «Судос-мини 2» 3. Уровнемер «Судос-автомат» 2. Контроль расхода 1. Расходомер ультразвуковой с накладными излучателями «АКРОН-1» 2. Портативный ультразвуковой расходомер System 1010WP 3. Контроль устьевого давления и температуры 1. Преобразователь давления измерительный с измерителем температуры «МТУ-04» 2. Устьевой манометр «МИКОН-207» 4. Глубинный контроль давления и температуры 1. Глубинный манометр-термометр «АМТ-08» 2. Глубинные манометры-термометры «KUSTER» Помимо автономных приборов используются мобильные диагностические комплексы, которые монтируются на базе отечественных автомобилей повышенной проходимости: 1. ВАЗ-21213 2. УАЗ-31514 3. ГАЗ-3308 Приборы для контроля уровня жидкости Уровнемер «Судос-мини плюс» «Судос-мини плюс» предназначен для оперативного контроля уровня жидкости в добывающих нефтяных скважинах. Прибор обеспечивает контроль статического и динамического уровня, регистрацию кривых падения и восстановления уровня, автоматическую регистрацию давления газа в затрубном пространстве на устье скважины. «Судос-мини плюс» может использоваться, как цифровой устьевой манометр с записью барограммы в свою память. Прибор постоянно контролирует давление на устье скважины и в зависимости от его значения подставляет скорость звука. Приборы для контроля расхода жидкости Расходомер ультразвуковой с накладными излучателями «АКРОН-1» Расходомер «АКРОН-01» может эффективно использоваться для контроля расхода закачиваемой жидкости при оценке приемистости нагнетательных скважин. Расходомер выполнен в виде переносного прибора с кабельным подключением ультразвуковых накладных датчиков. Датчики могут устанавливаться на любой протяженный участок трубопровода с помощью собственных элементов крепления. Расходомер обеспечивает измерение текущего объемного расхода в единицу времени, усреднение показаний за заданное время и расчет суммарного объема (количества) жидкости. Расходомер обеспечивает контроль расхода звукопроводящих жидкостей с низким содержанием газообразных и твердых веществ, при полностью заполненном сечении напорного трубопровода. Значение приемистости скважины и другие контролируемые параметры отображается на индикаторе расходомера, и могут быть переданы в компьютер через СОМ-порт. Принцип действия расходомера основан на измерении разности времени распространения акустических колебаний, пересекающих поток контролируемой среды под углом к оси трубопровода в двух противоположных направлениях: по потоку и против потока. Приборы для контроля устьевого давления и температуры Преобразователь давления измерительный с измерителем температуры «МТУ-04» Конструктивно преобразователь представляет собой цилиндрический корпус с герметичной крышкой о одной стороны и резьбовым соединением для присоединения к месту отбора давления с другой (устанавливается на место манометра). Преобразователь МТУ-04 (МТУ-04.03, МТУ-04.04) работает в автономном режиме с питанием от расположенных в его корпусе элементов питания и с записью данных во внутреннюю память. Данные могут передаваться в компьютер или в переносной автономный модуль сбора информации (МСИ) Приборы для глубинного контроля давления и температуры Глубинный манометр-термометр «АМТ-08» Автономный электронный глубинный манометр-термометр «АМТ-08» предназначен для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины и (или) изменения их во времени при проведении поинтервальных измерений давления, при снятии кривых восстановления (падения) давления, при гидропрослушивании и при определении распределения давления, температуры и плотности по глубине скважины. Манометр «АМТ-08» осуществляет преобразование значение давление и температуры в цифровые коды, которые сохраняются в его памяти. Полученная измерительная информация считывается из манометра в компьютер через его стандартный последовательный порт. Результаты исследования могут быть представлены на экране компьютера или распечатаны на принтере в виде таблице или графика в полном формате или в виде детализированных фрагментов. Записанная в памяти прибора информация сохраняется более года. Глубинные манометры-термометры «KUSTER» 1) K8 EMR 39 «QUARTZ» - зонд замера давления и температуры, предназначен для контроля давления и температуры с высокой разрешающей способностью (0,00006%) и большой памятью данных по стволу скважины. Спускается на проволоке. 2) K8 EMR 39 HT «QUARTZ» - зонд замера давления и температуры при высоких температурах по всему стволу скважины. 3) K8 EMR «GEO» - зонд замера давления и температуры для сверхвысоких температур по стволу скважины, спускается на проволоке. Максимальное нахождение в скважине достигает 6 часов при температуре 300°С. Материалы устройства устойчивы к коррозионным скважинным жидкостям. Мобильные диагностические комплексы Мобильные диагностические комплексы монтируются на базе отечественных автомобилей повышенной проходимости. Комплексы подъезжают к скважине для выполнения необходимых замеров. Выполненые по одной функциональной схеме, они имеют в своем составе: 1. скважинные датчики, установленные в специальной укладке; 2. систему связи (кабельная смотка или радиоканал) для подключения скважинных датчиков; 3. бортовой системный блок; 4. систему независимого питания со своим аккумулятором; 5. систему громкоговорящей - связи для подачи команд на остановку (запуск) ШГНУ; 6. систему голосовой и модемной радиосвязи с офисом управления; 7. дополнительное наружное и внутренне освещение; 8. дополнительное оборудование, обусловленное спецификой назначения комплексов. Бортовой системный блок включает в себя компьютер класса Notebook, струйный цветной принтер формата А4 и аналоговый процессор обработки сигнала, предназначенный для сопряжения скважинных датчиков с компьютером. Программное обеспечение комплексов выполнено в виде «виртуальных приборов», т.е. пользовательский интерфейс комплексов реализован на базе стандартных компьютерных устройств управления и отображения (клавиатура, трекбоол, дисплей). 4. СиамМастер- ЭЦН – предназначен для автоматизации контроля технического состояния ЭЦН, выявления параметрических отказов и предаварийных состояний, для прогнозирования времени работы до параметрического отказа и причин его наступления. 5. СиамМастер-2ВР – для автоматизации контроля добывающих скважин при выводе на режим оборудованных, как ЭЦН, так и ШГНУ. 6. СиамМастер-2 – предназначен для автоматизированной программной обработки результатов комплексного контроля добывающих скважин; 7. СиамМастер-2С – предназначен для оценки средней скорости звука в газе затрубного пространства; 8. СиамМастер-ШГН – для комплексной диагностики ШГНУ. 9. СиамМастер-ГДИС – предназначен для спуска и подъёма на проволоке приборов и инструментов и используется для гидродинамических исследований и ремонта скважин, а также для проведения наземных промысловых исследований автономными приборами. Обзор программы тестирования скважин PanSystem Является наиболее интересной, именно в ней производят обработку данных замеров КВУ, КПД, КВД. Остановимся на ней поподробней. Программа позволяет выполнять следующее: 1. Подготовка и редактирование данных гидродинамических исследований скважин; 2. Анализ и хронологическое согласование данных ГДИ; 3. Расчет продуктивности скважин и долгосрочное прогнозирование добычи 4. Проектирование ГДИ; 5. Подготовка детализированных отчетов по интерпретации (анализу) данных ГДИ. PanSystem имеет обширные средства для редактирования и подготовки записанных данных ГДИС к анализу. Каждый файл PanSystem может быть конфигурирован для нескольких скважин (до 5). Для каждой скважины можно иметь до 20 отдельных каналов данных прибора, которые могут могут импортироваться или создаваться моделированием. Каждый канал может иметь до 100 колонок данных, включая неанализируемые данные типа температуры и других замеров. Возможно анализировать данные как для нефтяных, так и для газовых скважин, с вертикальной наклонной или горизонтальной ориентацией завершения. В PanSystem анализируются данные ГДИС, накладывая прямые линии на графики в соответствующих координатных системах. Анализируя, таким образом, различные режимы фильтрации. PanSystem может вычислять различный параметры, определяющие принятые к анализу модели ствола, пласта, границ. Обработка результатов производится путём построения графиков в различных координатах. Например, при исследовании нагнетательной скважины на неустановившемся режиме (КПД) строятся следующие графики: 1. График в логарифмических координатах; 2. График радиального течения; 3. График в декартовых координатах. При исследовании добывающей скважины: 1. График в логарифмических координатах; 2. График радиального течения; 3. График в декартовых координатах; 4. График притока – индикаторная кривая. Путём обработки каждого графика получают искомую совокупность параметров, которые далее отсылаются в геологический отдел и отдел разработки. PanSystem является разработкой компанией Edinburgh Petroleum Services Ltd. Алгоритм программы представлен формулами, написанными в единицах системы Oilfield. Контрольные вопросы 1. Приборы для проведения исследований 2. Мобильные диагностические комплексы 3. Программы тестирования скважин Тема: Исследование газовых и нагнетательных скважин Задачи и методы исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин Задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта. Продуктивная характеристика скважины. Под продуктивной характеристикой скважины понимается совокупность следующих сведений: 1. Зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующая условия притока газа к забою скважины. 2. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и уравнение притока газа, которые используются для определения средних значений параметров призабойной зоны пласта и прогноза изменения дебита и давления во времени. 3. Зависимость дебита и забойной температуры от депрессии на пласт. 4. Зависимость дебита и устьевой температуры от давления на устье скважины. 5. Рабочие и максимально допустимые дебиты скважин, получаемые из анализа условий разрушения призабойной зоны скважины, скопления примесей на забое, образования гидратов, коррозии оборудования, подтягивания конусов воды, технических условий эксплуатации и т.д. 6. Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины 7. Условия выноса жидкости (воды и конденсата), твердых частиц породы и степень очищения или засорения призабойной зоны скважины при различных депрессиях на пласт. 8. Зависимость изменения во времени дебита газа, температуры и давления после открытия скважины, служащая для определения периода стабилизации и параметров пласта. 9. Зависимость изменения во времени температуры и давления на забое и на устье после закрытия скважины, используемая для определения периода нарастания пластового (статического) давления и параметров пласта. 10. Проницаемость (проводимость) призабойной и дренажной зон скважины. 11. Емкость дренажной зоны скважин (произведение эффективной мощности на пористость и газонасыщенность). 12. Неоднородность пласта (наличие зон резко ухудшенной проводимости пласта). Классы ГДМ в зависимости от времени. Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы). Виды исследований по назначению. По своему назначению исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные: 1. Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих скважинах и позволяют: определить параметры пласта и его продуктивную характеристику; установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным и устьевым давлениями и температурой; установить режим эксплуатации скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта и др. 2. Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Основная цель этих исследований заключается в получении информации, необходимой для анализа и контроля за разработкой. Такие исследования проводятся также до и после проведения в скважинах интенсификационных или ремонтно-профилактических работ. 3. Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения. К специальным исследованиям относятся: комплексные исследования газоконденсатных скважин с определением, кроме гидродинамических характеристик, изменения соотношения между газовой и жидкой фазами и их состава при различных гидродинамических и термодинамических условиях; исследования по контролю за положением газоводяного контакта, изучения степени коррозии скважинного оборудования, определения степени истощения отдельных пластов в процессе разработки, изучения влияния влаги и разрушения пласта на производительность скважины и др. 4. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях. Только при комплексном исследовании можно получить наиболее достоверные данные о пласте, в то время как каждый вид исследования в отдельности позволяет получить лишь отдельные характеристики. Помимо основных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины и возможность перетока газа в вышележащие пласты. Весь процесс исследования скважин должен фиксироваться во времени. На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 23). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке. Рисунок 23 - Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин: q„ — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Др — депрессия (репрессия) на забое скважины По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления. На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях. Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл - P2заб. В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P2пл.тек – Р2заб)/ qг (рис. 24). Уравнение индикаторной линии имеет вид где А и В— коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В). Коэффициент А численно равен значению (P2пл.тек – Р2заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е. По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оценивается основная фильтрационная характеристика пласта — коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей. Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов. 1. Коэффициент гидропроводности где kпр — проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h — работающая толщина пласта; μ — вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н⋅с). Коэффициент ε — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине. 2. Коэффициент проводимости α= kпр/μ Размерность коэффициента м4/(Н⋅с): он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины. 3. Коэффициент пьезопроводности где kп — коэффициент пористости пласта; βж и βс — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; kпβж - βс — коэффициент упругоемкости пласта β*. Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с. Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости). Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают другими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследования скважин и пластов Факторы, обуславливающие подготовку газовой скважины к исследованиям, определяются: 1. Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объёмом требуемой информации. 2. Геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т.е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образованием гидратов в стволе скважины в процессе испытания, подтягиванием конуса подошвенной воды. 3. Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов. 4. Степенью освоения месторождения, т.е. наличием наземных коммуникаций по сбору и осушке газа; факторами, ограничивающими давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания и др. Порядок подготовки. Перед испытанием скважины вышедшей из бурения, необходимо освоить её, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. В зависимости от ожидаемого дебита необходимо выбрать такие фонтанные трубы, чтобы обеспечивался вынос потоком газа твёрдых и жидких примесей с забоя скважины. Соблюдая названные условия, продувку скважины следует осуществлять многоцикловым методом, который заключается в том, продувка идёт при переменном (порядка 4-5 значений) диаметре шайб (штуцеров) с начало в прямом (начиная с минимального ), а потом обратном направлении. Как правило, в процессе продувки делают 2-3 цикла, затрачивая на каждый режим 30-40 мин, и осуществляя контроль за выносом примесей с помощью сепарационных установок Совпадение последующего цикла с предшествующим считается концом процесса очистки забоя, если нет других причин (например, приращение новых интервалов) влияющих на продуктивность скважины. Последнее проверяется в результате исследований глубинными дебитомером, шумомером, термометром. Контрольные вопросы 1. Особенности исследований газовых скважин 2. Особенности исследований нагнетательных скважин Тема: Классификация и назначение методов воздействия на пласты. Условия эффективного применения ППД С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов ХХ века залежи нефти разрабатывались на режимах истощения, при которых извлекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим. Отбор остаточных запасов производился с помощью так называемых вторичных методов добычи нефти – закачки воздуха и горячей газо-воздушной смеси, вакуум-процесса и др. С конца 40-х годов начался качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи – интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных ( вторичный метод добычи нефти ), так и на вводимых в разработку ( первичный метод) месторождениях. Внедрение методов заводнения имело достаточно длительную историю, в течение которой происходила борьба двух противоположных мнений. Из практики разработки нефтяных месторождений Апшеронского полуострова хорошо известно, что появление воды в скважине – явление нежелательное и всегда сопровождающееся уменьшением дебитов нефти, осложнениями нормальной эксплуатации скважин вследствие образования песчаной пробки, отложением в трубах различных минеральных солей, необходимости подъема на поверхность больших объемов воды и т. д. Поэтому у ряда специалистов было отрицательное отношение к нагнетанию воды в нефтяные пласты. Особое значение приобрели исследования по научному обоснованию методов поддержания пластового давления (ППД) в связи с проектированием разработки Туймазинского нефтяного месторождения в Башкирии (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Успешное осуществление в крупных промышленных масштабах законтурного заводнения на этом месторождении способствовало внедрению метода водного воздействия и в других нефтегазоносных районах страны. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой заводнение стало высокопотенциальным и основным способом воздействия на пласты при разработке нефтяных месторождений. В настоящее время заводнение это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти. В настоящий момент в системе добычи нефти и газа для осуществления ППД используют различные технологические жидкости (ТЖ), которые помимо закачки в пласт широко применяются для следующих целей: 1. повышения нефтегазоотдачи ( ПНГО ); 2. проведения подземного ремонта скважин ( ПРС ); 3. капитального ремонта скважин ( КРС ); 4. обработки призабойной зоны пласта ( ПЗП ) с целью интенсификации притока ( ИП ) и ограничения водопритока ( ОВП ); 5. удаления асфальтосмолопарафиновых отложений ( АСПО ); 6. разрушения отложений минеральных примесей ( МП ). При всем многообразии областей применения ТЖ основным направлением является использование технологических сред для ППД и ПНГО. Эта сфера занимает первое место по объему используемой технологической жидкости. Ее доля среди общего объема «технологической» жидкости, используемой на нефтяных месторождениях, может быть оценена в 85 – 95 %. Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения. Подготовка и закачка ТЖ в пласт для целей поддержания пластового давле-ния ( ППД ) и повышения нефтеизвлечения ( ПНИ ) формируют крупную подотрасль в нефтегазовой отрасли. Объемы закачки ТЖ в несколько раз превышают объемы добычи нефти. Анализ современной ситуации в нефтегазодобывающих объединениях показывает, что в условиях ограниченных поставок оборудования, труб и химических реагентов наиболее актуальным на сегодняшний день является вопрос ограничения закачки и отбора воды без ущерба для добычи. При решении этого вопроса главенствующее положение занимают затраты на подготовку и закачку ТЖ, включая смежные затраты во всей системе добычи, с другой – технологический и экономический эффект. Технологические жидкости Для закачки в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления и повышения нефтегазоотдачи используют индивидуальные среды, растворы различных веществ, композиции веществ, представляющие собой побочную продукцию или отходы крупнотоннажных процессов нефтедобычи, нефтехимии или иных производств, а также некоторые другие жидкости. Все нагнетаемые в пласт технологические среды делятся на две крупные группы, характеризующиеся сменой фазового состояния при изменении термобарических условий транспортировки и закачки. Технологически стабильные среды (ТСС) при любых условиях сохраняют однофазность, включая не режимные состояния ( отказ, остановка, заполнение и т.д. ). Технологически нестабильные среды (ТНС) в процессе их перемещения от источника до пласта могут менять свое фазовое состояние. Среди ТСС наибольшее применение находят: 1. пресная или минерализованная вода поверхностных или подземных источников ( речная, морская, озерная, пластовая ), условно относимая к «первичной» воде; 2. сточная пластовая вода ( вода отделенная от нефти и повторно закачиваемая в пласт – «повторная» ); 3. растворы полимеров в «первичной» или «повторной» воде; 4. растворы поверхностно-активных веществ в «первичной» или «повторной» воде; 5. растворы иных веществ в воде. Группа ТСС обладает различной физико-химической стабильностью, обусловленной влиянием термобарических и механических условий. Иерархия этих сред по степени влияния на внешних факторов показана на рис 9. Под воздействием внешних факторов вязкость полимерных растворов часто снижается. Они теряют свою основную технологическую способность – повышать коэффициент охвата пласта n охв. . Разрушение структуры раствора под воздействием внешних факторов ведет к снижению нефтевытесняющих качеств оторочек из полимерных растворов. Чтобы применение таких ТСС было высокоэффективным необходимо предпринимать специальные меры, компенсирующие негативные факторы. В составе сточных пластовых вод, помимо основного носителя – воды можно выделить три основных компонента: 1. тяжелые углеводороды – УВ ; 2. механические примеси – МП; 3. сульфид железа – FeS , являющийся компонентом повышенной плотности. Таким образом, группа ТСС включает в себя жидкости с различной степенью устойчивости ( рис. ). Среди ТНС наибольшего распространение в нефтепромысловой практике получил диоксид углерода ( СО 2 ). Рисунок 26 - Классификация нагнетаемых сред Термобарические условия Механические условия Т – температура; Тур. – турбулентность в трубах; Р – давление; СМ – «смятие» в насосах и сужениях Контрольные вопросы 1. Назначение ППД 2. Виды закачиваемых жидкостей 3. Эффективность ППД Тема: Технологические схемы водоснабжения системы ППД. Выбор и расположение нагнетательных скважин В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновидностей. Законтурное заводнение Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как: 1. степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства; 2. предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами; 3. расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин. Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и , следовательно, на характере перемещения контуров нефтносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин. Для однородных высокопроницаемы пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы. Если законтурное заводнение в стадии его широкого внедрения считалось наиболее эффективным методом поддержания пластового давления, то тщательный анализ сущности метода, в первую очередь, с геологических позиций дает основание отметить значительное число негативных сторон этого метода, которые ставят под сомнение целесообразность его применения для подавляющего большинства нефтяных залежей. Отрицательные стороны применения законтурного заводнения 1. Заложение нагнетательных скважин на расстоянии от внешнего контура, учитывая, что каждый из ниже залегающих продуктивных пластов будет иметь меньшую площадь по сравнению с верхним и потому контуры по отдельным пластам перемещаются в направлении свода поднятия, все больше удаляясь от нагнетательных скважин. В этой связи будет ухудшаться эффективность законтурного заводнения для нижних пластов одного и того же горизонта. 2. При расчете количества воды для поддержания пластового давления в залежах, в которых установлена хорошая связь с законтурной областью, необходимо принять расчетный коэффициент, равный 1,7 , т.е. из обычного количества нагнетаемой воды 70 % направляется в законтурную область. Почти такие же огромные потери, достигающие 70 % и более были определены при законтурном заводнении Трехозерного месторождения в Западной Сибири. 3. При разработке крупных и очень крупных залежей нефти длиной 25 – 35 км и шириной 12 –15 км, с площадью нефтеносности 200 – 400 км2 и более принимали расстояние между скважинами в рядах 400 – 500 м , а расстояние между рядами батарей скважин 500 – 600 м. После продвижения фронта нагнетаемой воды к первому внешнему ряду эксплуатационных скважин проводилось наращивание четвертой и последующих внутренних кольцевых батарей скважин с отключением внешних обводнившихся ( нередко лишь частично) рядов скважин. Перенос фронта нагнетания и вынужденное поэтапное отключение батарей скважин обуславливали неполный отбор запасов и большую потерю нефти. 4. Для месторождений Западной Сибири характерны значительные площади нефтеносности, сравнительно слабая активность законтурных вод, высокие темпы отбора нефти. Поэтому законтурное заводнение характеризуется значительной потерей закачиваемых вод. Так для Мегионского и Усть-Балыкского месторождений эта потеря достигает 40 % и более. Для пласта БС 2-3 Усть-Балыкского месторождения, где нагнетательные скважины удалены от зоны отбора жидкости на 1,5 - 2–км, потери закачиваемых вод оказались значительными. 5. К недостаткам законтурного заводнения следует отнести также сложность обустройства объектов ППД, строительство системы водоводов большой протяженности по периметру месторождения. Положительный эффект системы законтурного заводнения Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин. Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения являются : 1. однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи; 2. малая относительная вязкость нефти; 3. высокая проницаемость коллектора ( 0,4 – 0,5 мкм 2 и более ); 4. сравнительно однородное строение пласта; 5. небольшая ширина залежи ( 4 – 5 км). При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта. При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 году при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, про-водившиеся в разных странах. Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось. Использование заводнения нефтяных пластов привела вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и главным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин, к решению проблемы их освоения. Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел следующим основным выводам: 1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его. 2.Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60 10 4 м2 / скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50 – 0,55 в сравнительно однородных пластах и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1-5 10 –3 Па с . 3.При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении. 4.Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках. 5.При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта. Приконтурное заводнение Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода -–нефть. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область. Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей ( 1 – 3 м ). Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи. Внутриконтурное заводнение Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения: 1. разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; 2. барьерное заводнение; 3. разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; 4. сводовое заводнение; 5. очаговое заводнение; 6. площадное заводнение. Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки ( блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выби-рается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов ( литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин ( не более 5 – 7 ). Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском ( 23 пласта горизонта Д1 , Татария ), Арланском ( Башкирия), Мухановском ( Куйбышевская обл.), Осинском (Пермская обл.), Покровском (Оренбургская обл.), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском ( Западная Сибирь) и других месторождениях. В результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная. Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2 – 2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири. В дальнейшем, с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов. В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения. Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное. Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части. Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ). Центральное заводнени как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин). Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве до-полнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выра-женной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 27 ). Рисунок 27 - Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами) Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Контрольные вопросы 1. Виды заводнения аластов 2. Законтурное заводнение и его характеристика 3. Приконтурное заводнение и его характеристика 4. Внутриконтурное заводнение, его разновидности и характеристика Тема: Требования к нагнетаемой воде. Источники водоснабжения Свойства и качество нагнетаемой в пласт вод Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 28 ). Рисунок 28 - Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды, потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени: 1, 1́́ - соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды. Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные. Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц. Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин. Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки. Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы ( 15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода. Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки. На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак - каспийскую воду. На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г / л. Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка. Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от: 1. свойств продуктивного горизонта (пласта); 2. от его строения и неоднородности ; 3. от типа закачиваемой жидкости; 4. от характера решаемых промысловых задач. Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде сформулированы следующим образом: 1. невысокое содержание механических примесей; 2. незначительное содержание эмульгированной нефти; 3. коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин; 4. отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО2 ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования. При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO4 2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции. Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем : 6. частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ; 7. кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой; 8. повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде; 9. кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод; 10. набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев; 11. снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения. Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт. Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях. Основной целью подготовки воды является достижение необходимых эксплуатационных свойств ( способность к нефтевытеснению, вязкость, способность обеспечивать заданный коэффициент охвата пласта) и удаление компонентов, вызывающих снижение коэффициента приемистости, ухудшение качества нефти, негативное воздействие на пласт. Также при приготовлении воды для закачки в пласт «гасятся» те ее свойства, которые могут вызвать нежелательные химические реакции в пласте. В зависимости от требований к закачиваемой воде, а также экологических и технико-экономических условий воды наземных источников подготавливаются двумя способами – с подрусловым и с открытым отбором воды. При о т к р ы т о м о т б о р е из наземного источника непосредственно в водоеме сооружается подводный колодец, в который помещается приемная сетка насоса первого подъема, который перекачивает освобожденную от грубых механических примесей воду на установку очистки. К основным элементам установки относятся дозатор для подачи коагулянта ( серно-кислый алюминий Al 2 ( SO4 )3 18 Н2 О или железный купорос Fe SO4 ), смеситель для обеспечения взаимодействия коагулянта и воды, осветлитель и гравийно-песчаный фильтр. В осветлителе происходит обменная реакция с образованием хлопьевидных компонентов, которые захватывают механические примеси воды. Основная масса хлопьев с механическими примесями отделяется от воды непосредственно в осветлителе, оставшаяся часть – в гравийно-песчаных фильтрах. Очищенная таким образом вода поступает в подземную емкость, откуда при помощи насосов второго подъема подается в магистральный водопровод системы поддержания пластового давления. Восстановление гравийно-песчаных фильтров осуществляется обратным потоком чистой воды при помощи одного из насосов второго подъема. Продолжительность восстановления 10 – 15 мин., скорость фильтрации – не более 12 – 15 дм 3 / (с м2 ), что предотвращает «вымывание» самого фильтра. Рисунок 29 - Схема отбора воды из открытого водоема с водоочистной станцией 1 – колодец; 2 – премная сетка; 3, 8, 21 – водоводы; 4 – мостик; 5 – сваи; 6, 19 – насосы; 7, 20 – насосные станции I и II подъема; 9 – дозатор; 10 – смеситель; 11 – лоток; 12 – центральная труба; 13 – осветитель; 14 – раздаточный коллектор; 15 – пространство для хлопьеобразования; 16 – гравийно-песчаные фильтры; 17 – коллектор; 18 – подземный резервуар; 19, 22 – насос для промывки песчаных фильтров; 23 – задвижка; 24 – лоток; 25 – трубки для отбора воды; 26 – глухое днище; 27 – конус отстойника; 28 – окна. П о д р у с л о в ы й с п о с о б подготовки осуществляется по двум схемам – с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном водоотборе (рис. 29 ) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке входят следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; насосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Рисунок 30 - Схема сифонного водозабора 1 – песчаная подушка; 2 – подрусловая скважина; 3 – групповой сифонный коллектор; 4 – ваккум-котел; 5, 12 – насосы; 6, 14 – насосные станции; 7, 8, 9, 13 – водоводы; 10 – резервуар; 11 – приемный трубопровод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 – 90 м от берега водоема в 150 – 200 м друг от друга. Эксплуатационные колонны делают из труб диаметром 300 мм, водоподъемные – 200 мм; устье оборудуется бетонным кольцом диаметром 1,5 м и герметичным люком. Насосная станция первого подъема оснащается вакуум-насосами для обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами - для подачи воды в систему ППД и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую песчаную подушку. Доочистка может осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при высоком уровне подрусловых вод. Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором используется при их низком стоянии (ниже 8 м ). В этом случае, каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом с вынесенным на поверхность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема. По выкидным линиям и сборным водоводам вода подается на станцию второго подъема, которая помимо насосов включает в свой состав железобетонный подземный резервуар. Насосы второго подъема по нагнетательному трубопроводу перекачивают воду в магистральный ( кольцевой или линейный) трубопровод и далее на кустовые насосные станции системы ППД нефтяного месторождения. Контрольные вопросы 1. Источники воды для закачки в пласт 2. Требования к воде 3. Виды водозаборов Тема: Подготовка воды для ППД. Контроль качества нагнетаемой воды Подготовка сточных пластовых вод Сточные воды, используемые в целях поддержания пластового давления состоят на 85 – 90 % из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды. Наиболее часто применяют следующие методы: - отстаивание воды; -фильтрование воды через пористые или иные среды; -флотация; -коалесценция; -центробежное разделение; -диспергирование; -удаление примесей поглотителями; -озонирование. В качестве технических средств для отстаивания воды используют резервуары отстойники. Резервуары – отстойники обеспечивают очистку стойной воды по герме-тизированной схеме. В зависимости от производительности, качества сырья и требований к очищенной воде применяют резервуары различной вместимости ( от 200 до 5 000 м 3 )с разнообразной начинкой и обвязкой. Выбор и расчет резервуаров проводится исходя из времени отстаивания воды в течение 8 – 16 часов. Процесс очистки может производится в циклическом или непрерывном режиме. Обвязка водоочистных резервуаров большей частью последовательная. Для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей предназначен отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000. Предназначен для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей, Отстойник входит в состав комплекса оборудования для очистки сточныx вод, используемых в системе ППД. Флотация сточных пластовых вод это метод, позволяющий проводить доочистку сточной воды до содержания примесей 4-30 мг/л. Безнапорный флотатор конструкции Гипровостокнефть сооружен на основе вертикального стального нефтяного резервуара. Объем флотационной камеры рассчитывается на 20 мин пребывания воды в ней, а отстойной камеры-на 3 ч. Все способы и технические средства подготовки и очистки сточных пластовых вод реализуются в различных технологических схемах. Наибольшее распространение получили: 1. установки предварительного сброса воды; 2. системы очистки сточной воды в составе комплексной установки по подготовке промысловой продукции; 3. установки по очистке пластовой воды в системе восстановления (увеличения) приемистости нагнетательных скважин; 4. комплексные установки по очистке сточных промысловых вод. Установки предварительного сброса сточных пластовых вод В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД - с другой. Эти установки могут работать по различным схемам. На рис. 20-22 приведены схемы, которые реализованы на ряде объектов месторождения Поволжья. По схеме «а» (см. рис. 31 ) продукция непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной (нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых замерных установок (ГЗУ) на трехфазный делитель фаз (ТДФ)-основной элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установки или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным устройством для его диспергирования в потоке. Рисунок 31 - Установка предварительного сброса воды УПСВ 1 – добывающая скважина; 2 – групповая замерная установка; 3 – дозатор; 4 – трехфазный делитель; 5 – аппарат-разделитель; 6 – влагоотделитель; 7 – накопитель нефти; 8 – нефтяной насос; 9 – сбросный резервуар; 10 – водяной насос; 11 – накопитель воды; 12 – дожимная насосная станция Процессу равномерного распределения реагента и его эффективной «работе» в этом случае способствует и наличие газовой фазы в потоке. Второй поток формируется из продукции скважин, который находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную станцию (ДНС) . оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ. Методы контроля за ППД Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами. Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы: 1. контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК; 2. выявление обводненных слоев и прослоев; 3. определение характера жидкости, притекающей к забою; 4. оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных их частей; 5. контроль технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки. Геофизические исследования для контроля за разработкой залежи проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных, пьезометрических и остановленных на ремонт. Современные приборы ( диаметром 25 – 50 мм ) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной. Использование данных термометрии По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения ( отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих – в нагнетательной скважине). Решение задачи производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с термограммами исследуемых скважин. Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды производится следующим образом. Обводненный пласт, в который закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой. Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы. На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину свидетельствует о подходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления ( КС ) и индукционного метода ( ИК ) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды , а в обсаженных скважинах – по данным радиоактивных методов – НГМ,ННМ-Т. В процессе выработки залежи, особенно в ее поздней стадии, при замещении нефти или газа в пласте пресной водой, различить пласты нефтегазоносные и водонасыщенные по величине электрического сопротивления практически невозможно. Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации ( ПС ) пород. Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой против покрывающих пород влево. В случае обводнения подошвы пласта – линия глин кривой против покрывающих глин смещается вправо), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды. Контроль обводнения пластов в процессе разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной. Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естественного гамма – поля. Расходометрия скважин Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные. Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором. Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм. Требование к системам поддержания пластового давления заводнением 1. Проектирование сооружений системы ППД должно предусматривать рациональное размещение и централизацию технологических объектов и водоводов на площади месторождения с учетом рельефа местности и климатических условий, использование новой техники и блочно-комплектных конструкций заводского изготовления, автоматизацию основных технологических процессов, максимальное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат, надежный учет закачиваемой в продуктивные пласты воды по каждой скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее качества. 2. Система ППД должна обеспечивать: 1. объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождения в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки; 2. подготовку закачиваемой воды до кондиций ( по составу, физико-хими-ческим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, микроорганиз- мов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки; 1. возможность систематических замеров приемистости скважин, учета за-качки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества; 2. герметичность и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод; 3. возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин. 3. Мощности сооружений систем заводнения должны обеспечить осуществление максимальной закачки по каждому технологическому блоку (площадке ) разработки . Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде 1. Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов в нагнетательных скважинах должны соответствовать требованиям, предусмотренным в проектах на строительство данной категории скважин. 2. Конструкции нагнетательных скважин (диаметры их обсадных колонн, высота подъема цемента и др.) обосновываются в технологических проектных документах на разработку месторождений. Они должны обеспечивать: 1. возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды и проведение геолого-технических мероприятий при заданных рабочих давлениях; 1. производство всех видов ремонта и исследований с использованием соответствующего оборудования, аппаратуры, приборов и инструмента; 1. надежное разобщение пластов и объектов разработки. 3. Для обеспечения запроектированных показателей приемистости и охвата закачкой всего вскрытого продуктивного разреза конструкция забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая поверхность пласта была максимально открытой. 4. Физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт должны обеспечивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и высокую нефтеотмывающую способность, не ухудшая свойств нефти, газа и пласта. 1. 5. Используемая для заводнения пласта вода по своим свойствам должна быть совместима с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью ( не вызывать образование осадка в пласте и эксплуатационном оборудовании ). Требования к качеству закачиваемой воды определяются проектными технологическими документами на разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода, водорослей и микроорганизмов устанавливается в зависимости от коллекторских свойств и литологической характеристики продуктивных пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные способы, технология очистки и подготовки воды обосновываются в проектах обустройства месторождения, подлежат строгому соблюдению при осуществлении процесса заводнения. 6. При закачке в пласты сточных или других коррозионно-агрессивных вод для защиты водоемов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатционного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и т.д. Защита от коррозии должна быть определена в проекте обустройства. 7. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солей в сооружениях системы ППД , в пласте и оборудовании добывающих скважин перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами солеотложения. 8. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов ПАВ, кислот, щелочей и полимеров следует использовать воду, исключающую деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью. Контрольные вопросы 1. Характеристика сточных вод 2. Установки предварительного сброса воды 3. Методы контроля за ППД 4. Геофизические исследования 5. Исследования термометрическими методами 6. Расходометрия 7. Требования к системам ППД 8. Требования к нагнетательным скважинам Тема: Основное оборудование системы ППД: насосные станции, очистные сооружения, резервуары, система водоводов, нагнетательные скважины Оборудование для закачки воды Различные технологические жидкости нагнетаются в пласт посредством одинакового оборудования. Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, водоводы, нагнетательные скважины. Водоочистная станция Это комплекс оборудования по очистке сточных и поверхностных вод, предназначенных для искусственного заводнения нефтяных пластов. Входит в промысловую водораспределительную систему. Она включает : насосные станции, дозатор, смеситель, осветлитель ( отстойник), резервуар чистой воды, водоводы и др. оборудование. Вода ( речная, озерная) нагнетается насосами станции первого подъема в смеситель, в который из дозатора подается необходимое количество коагулянта, способствующего осаждению взвешенных в воде частиц. Обработанная коагулянтом вода самотеком поступает в осветлители, а затем на песчаные фильтры, где окончательно очищается от примесей. Для удаления из фильтра осевших частиц его промывают чистой водой, подаваемой снизу вверх. При наличии в водах соединений железа, водонерастворимых солей и нефти в водоочистную станцию вводят различное оборудование и подвергают воду дополнительной обработке химическими реагентами и другими средствами (ингибиторы коррозии вводят в воду на кустовых насосных станциях). Очищенная вода скапливается в подземных резервуарах , откуда насосами станции второго подъема перекачивается по магистральному водоводу на кустовые насосные станции водораспределительной системы месторождения. Недостатком такой водоочистной станции является контакт поверхностной воды с кислородом воздуха, усиливающего коррозионное разрушение труб и оборудования при закачке воды в нефтяные горизонты. С начала 70–х годов была внедрена более эффективная схема водоочистной станции, обеспечивающая изоляцию вод от воздействия внешней воздушной среды. На станции этого типа, вода содержащая механические примеси и капельки нефти подается в специальный резервуар, откуда в виде капель попадает в слой нефти. В последнем задерживаются частицы нефти, а капли воды с механическими примесями за счет разности плотностей осаждаются в дренаж. Уровни воды и нефти в резервуаре постоянно регулируются. Очищенная вода самотеком перетекает в резервуар-флотатор, в который подается сжатый газ. Во флотационной камере пузырьки газа, захватывая механические примеси, поднимаются в верхнюю часть резервуара, откуда последние удаляются в виде пены. Очищенная вода подается на КНС. Водораспределительная система Различные технологические жидкости нагнетаются в пласт посредством одинакового оборудования. Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, водоводы, нагнетательные скважины. Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, водоводы, нагнетательные скважины. В состав водораспределительной системы входит комплекс трубопроводов, насосного и др. специального оборудования нефтяных промыслов для подачи воды к нагнетательным скважинам. Водораспределительные системы бывают нескольких типов. Кольцевые водораспределительные системы строят на значительных по площади месторождениях (круглой или овальной формы). Они отличаются наиболее высокой надежностью ввиду наличия специальных перемычек, позволяющих оперативно исключать из схемы аварийные участки. В комплекс сооружений водораспределительной системы входят : водоочистная станция; магистральные и подводящие водоводы; подземные резервуары чистой воды; кустовые насосные станции; железобетонные распределительные колодцы; водоводы высокого давления; нагнетательные линии и скважины. Магистральные водоводы обычно диаметром 800 – 1200 мм рассчитываются на давление 3 МПа. Диаметр водоводов высокого давления 100-150 мм, максимальное рабочее давление - до 25 МПа, пропускная способность до 2000 м3/сут. К трубопроводам такого типа подключают одну ( при диаметре = 100 мм) или две ( по 150 мм ) нагнетательные скважины. Все водоводы системы заводнения выполняются из цельнонатянутых бесшовных стальных труб. Одна кустовая насосная станция обеспечивает водой до 10 нагнетательных скважин, работает на полном автоматическом режиме. Для предотвращения коррозионного оборудования, особенно при закачке сточных вод, на кустовых насосных станциях устанавливают дозировочные насосы подачи ингибиторов коррозии в водоводы высокого давления. Насосные станции и установки для закачки воды Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся в основном на центробежных поршневых насосных агрегатов. К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин. Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции(БКНС) на базе центробежных насосов ЦНС-180 и ЦНС-500. Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, насосный блок включает также электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), маслоустановку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы. В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний). Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия. Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия – обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403 . Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь. Каждая БКНС обслуживает 15-20 нагнетательных скважин. Принцип действия БКНС Из магистрального водовода 1 вода поступает в приемный коллектор 2, а затем в центробежные насосы 4 приводимые в действие электродвигателями 5. Пройдя через насосы и дистанционно управляемые задвижки 3, вода попадает в высоконапорный коллектор – распределитель 7. И затем через задвижки 8 и 9 и расходомеры 6 вода закачивается в нагнетательные скважины. В схеме БКНС предусмотрена возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от закупоривающего материала. Для этого задвижки 8 и 9 закрывают и грязную воду отводят через коллектор 10. Схема БКНС подземные к нагнетательным резервуары скважинам Водораспределительные пункты Водораспределительные пункты (ВПР) по своему техническому оснащению идентичны блоку напорной гребёнки; к дополнительным элементам относятся оборудование для отопления ВРП, приборы КИПиА. В отличие от блока напорной гребёнки ВРП размещается на значительном удалении от БКНС, как бы приближается к зоне концентрированного расположения группы нагнетательных скважин. В этом случае достигается наибольшая экономия протяжённости высоконапорных трубопроводов. Но и при обычном расположении нагнетательных скважин строительство ВРП обеспечивает снижение металлоёмкости, особенно при большом числе скважин, подключенных к одной КНС. Другими словами, ВРП целесообразно сооружать в условиях относительно не высокой приёмистости отдельных нагнетательных скважин. Обычно к ВРП подключаются четыре-шесть нагнетательных скважин. В помещении ВРП (6х6 м; или 6х9 м) размещаются отключающие задвижки и диафрагмы с дифманометрами для замера расхода технологической жидкости, закачиваемой в каждую нагнетательную скважину. Помещение ВРП которое относится к классу взрывоопасности В-16, оборудуется вытяжной вентиляцией для проветривания помещения перед входом обслуживающего персонала. Электрические печи обеспечивают в зимнее время температуру воздуха внутри помещения не ниже 50 С. Нагнетательные трубопроводы Трубопроводы, соединяющие кустовые насосные станции с водораспределительными пунктами и нагнетательными скважинами, обычно сооружают из бесшовных стальных труб: 1. горячекатаных по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8732-78; 2. холоднотянутых по ГОСТ 8733-87 и ГОСТ 8734-75. Применяются также бесшовные стальные трубы с различными защитными покрытиями внутренней поверхности. Оборудование нагнетательных скважин Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление. Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа. Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ, нейтральная (буферная) жидкость через отросток крестовика в затрубное пространство. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется задвижкой или регулятором расхода, например типа 1УР-50 с условным диаметром 50 мм, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м3/сут при рабочем давлении до 21 МПа. Расход измеряют расходомерами различных типов. Нормирование объемов закачиваемой воды 1. Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схемой) его разработки. 2. При больших размерах площади нефтеносности и значительной зональной неоднородности пласта нормы закачки воды устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках, затем – для отдельных скважин. При таком методе нормирования нефтеносная площадь должна быть условно поделена на участки. Расчленение площади производится в технологических проектах на основе детального изучения строения пластов с учетом возможного взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. Норма закачки воды в каждую группу нагнетательных скважин устанавливается соответственно прогнозируемому в технологическом документе на разработку суммарному отбору жидкости из добывающих скважин соответствующего участка. Сумма норм закачки в наг-нетательные скважины каждого участка должна составлять участковую норму закачки, а сумма участковых норм – норму закачки по объекту в целом. 3. Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Норма закачки в отдельные пласты должна обеспечить получение предусмотренных для каждого пласта объемов отбора жидкости. При раздельной закачке воды в пласты многопластового объекта через самостоятельные системы нагнетательных скважин нормы для каждой из скважин определяются как и при однопластовом объекте, исходя из нормы закачки в пласт, вскрытый данной системой скважин. При совместной закачке воды в несколько пластов норма для каждой нагнетательной скважины слагается из норм для этой скважины, установленных по каждому из пластов, при этом контроль за распределением закачиваемой воды по пластам производится с помощью глубинных расходомеров. 4. При значительной локальной неоднородности пластов многопластового объекта с большой площадью нефтеносности необходимо осуществлять нормирование закачки по каждому из пластов в отдельности – сначала для участков с различной характеристикой, а затем для отдельных нагнетательных скважин. 5. Нормы закачки воды по скважинам и в скважинах по пластам устанавли-ваются один раз в квартал и оформляются в виде технологического режима эксплуатации нагнетательных скважин. В этом документе, помимо норм закачки, указываются давления нагнетания и необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм. Технологический режим эксплуатации нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с геологическими группами нефтегазодобывающих управлений и утверждается главным инженером и главным геологом этих управлений. Контрольные вопросы 1. Водоочистные станции 2. Водораспределительные системы 3. Насосные станции 4. Схема БКНС 5. Принцип работы БКНС 6. Нагнетательные скважины 7. Оборудование нагнетательных скважин 8. Нормирование объемов закачиваемой воды Тема: Понятие о нефтеотдаче пластов. Геолого-промысловые условия применения МУН пластов. Основная классификация МУН Нефтеотдача пластов Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки – нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи, причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимают отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи – это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: физических свойств пород и пластовых жидкостей, режима работы залежи, показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин, темпа и порядка ввода их в эксплуатацию, интенсивности отбора жидкости из пласта и т.д.), от степени охвата залежи процессом вытеснения и пр. Коффициент нефтеотдачи – это доля извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов. η = Vизвл/ Vзап Различают 2 кофициента нефтеотдачи: 1. текущий 2. конечный Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением характеризуется коэфициентом вытеснения. Коэффициент вытеснения – это доля объеме извлеченной нефти по отношению к запасам, первоначально находившемся в заводненной части пласта. ηв = Vизвл.\ Vзап.зав. Для характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, используют коэффициент охвата пласта воздействием. ηохв. = Vзап.зав./ Vзап. Коэффициент охвата – это отношение запасов нефти, первоначально находившемся в заводненной части пласта к начальным запасам нефти во всем пласте. Методы повышения нефтеотдачи можно разделить на 4 основные группы: 1 гидродинамические методы: 1. циклическое заводнение, 2. изменение направлений фильтрационных потоков, 3. созданий высоких давлений нагнетания, 4. форсированный отбор жидкости, 5. методы воздействия на ПЗП. 2 физико-химические методы: 6. заводнение растворами ПАВ, 7. полимерное заводнение, 8. щелочное заводнение, 9. заводнение с углекислотой (CO2), 10. заводнение с мицелярными растворами. 3 газовые методы: 11. водогазовое циклическое заводнение, 12. вытеснение нефти газом высокого давления. 4 тепловые методы: 13. вытеснение нефти горячей водой и паром, 14. пароциклические обработки, 15. внутрипластовое горение. Для того чтобы успешно применять МУН, необходимо проводить исследования продуктивного пласта, то есть изучить особенности его строения, литологический состав пород, коллекторские свойства, а так же необходимо изучить состав и свойства пластовых флюидов. Кроме этого следует выявить характер залегания в пласте остаточных запасов нефти. Остаточные запасы в пласте могут быть в виде пленки нефти обволакивающей зерна пород, либо в виде непромытых водой линзовидных включений или отдельных пропластков, не охваченных заводнением. Состояние остаточной нефтенасыщенности является определяющим фактором для выбора метода повышения нефтеотдачи. Если остаточная нефтенасыщенность представлена в неохваченных заводнением пропластках, то применяют гидродинамические методы. Если в пласте содержится пленочная нефть, то применяют физико-химические и газовые методы. Если пластовые нефти характеризуются высокой вязкостью, то применяют тепловые методы. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту. В настоящее время из известных и промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой категории запасов пригодны несколько принципиальных методов, которые можно указать в порядке изученности и готовности к применению: 1. водогазовые; 2. физико-химические; 3. микробиологические; 4. волновые. Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов и требуют широких всесторонних исследований и промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа. Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы: 1. Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов. 2. Условия залегания нефти, газа и воды в пластах. 3. Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов. 4. Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации. 5. Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств). 6. Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора). 7. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента. 8. Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды. 9. Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой. Знание всех перечисленных факторов и степень их влияния на эффективность заводнения месторождения, очень важно на стадии прогноза заводнения, для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размешения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти. Для успешного применения того или иного метода извлечения остаточных запасов следует точно знать, за счет какого показателя, в какой мере и за счет какого фактора снизилась эффективность заводнения. Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов вообще нет, и по-видимому не будет и в будущем. Поэтому методы увеличения остаточных запасов нефти из заводненных пластов должны подбираться и обосновываться (с точки зрения системы и технологии) исходя из основных факторов, снижающих показатели эффективности заводнения. Большая часть из этих факторов относится к категории управляемых. К числу управляемых факторов относятся: 1. размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания; 2. состояние призабойных зон пластов вследствии качества вскрытия и изменения при эксплуатации; 3. трещиноватость пластов; 4. соотношение вязкостей нефтей и вытесняющей воды; 5. межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой; 6. смачиваемость поверхности пор (гидрофильность, гидрофобность). К неуправляемым факторам влияющим на показатели эффективности заводнения относятся: 1. расчлененность, прерывистость, сбросы пластов; 2. условия залегания нефти, газа и воды в пластах; 3. микронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчиваемость свойств); 4. тип коллектора; 5. микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов, средняя проницаемость. Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Qни к начальным балансовым запасам Qнб: β= Qни / Qнб. Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной Sн и остаточной S0 нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е. β=( Sн –S0 )/Sн. Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является , по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше. Коэффициент физической нефтеотдачи βфиз – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат: βфиз=(Qни +ΔQ)/Qнб, где ΔQ – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти. При анализе разработки нефтяных месторождений возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи. Для такой оценки в общем случае, независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный , продолжающийся процесс разработки залежи. Таблица 11- Величина конечной нефтеотдачи Признак месторождения Конечная нефтеотдача,% 1. Терригенные коллекторы 2. Чисто нефтяная залежь. Проницаемость пластов более 0,05 мкм2 3. Нефтяная залежь. Проницаемость пластов менее 0,05 мкм2 4. Вязкость менее 30 мПа .с, в том числе нефтегазовая залежь, проницаемость пластов менее 0,05 мкм2 Вязкость более 30 мПа .с 5. Карбонатные коллекторы в том числе трещиноватые трещинно-кавернозно-пористые 43 50 32 35 22 54 31 Виды остаточных запасов нефти и её свойства В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто фундаментальная. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены. По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены следующим образом: 1. нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченныводой – 27%; 2. нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%; 3. нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%; 4. капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30% Остаточная нефть, которая не охвачена процессом заводнения вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. О составе остаточной нефти. Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегозации, а также окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти даже сильно изменяются в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта. Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их преодолевания. Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды. Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы. Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов. Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси). Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти. Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности. Классификация методов и факторы, определяющие их эффективность Методы разработки нефтяных месторождений принято делить на традиционные (естественные режимы, заводнение, искуственное поддержание пластового давления закачкой воды или газа) и методы увеличения нефтеотдачи пластов, которые в разное время называли новыми методами или третичными. Названная группа методов, входящая в традиционные, не отражает сущьность всех методов. Так тепловые виды воздействия на пласт трудно назвать новыми, их использовали еще с 30-х годов, как и традиционное заводнение. В том случае, когда тепловой метод реализуется на объектах, нефть которых по причине сверхвысокой вязкости не может быть извлечена другими способами разработки, он не является методом увеличения нефтеотдачи, а единственно возможным способом извлечения нефти. Нетрадиционные методы разработки нефтяных месторождений, называются в дальнейшем методами увеличения нефтеотдачи пластов, делят в зависимости от того, каким образом достигаются эффекты, обеспечивающие улучшение условий вытеснения нефти на четыре группы: 1. физико-химические; 2. газовые; 3. тепловые; 4. другие, основанные на использовании неординарных технических явлениях и сложных рабочих агентов. К физико-химическим видам воздействия относят заводнение с применением мицеллярных, щелочных и полимерных растворов, растворов ПАВ, серной и соляной кислот, а также других реагентов. В этой группе, в настоящий момент, можно выделить метод системной обработки призабойных зон. В зарубежной практике в физико-химическим видам воздействия выделяют первые три группы – полимерное, щелочное и мицеллярное заводнение. Газовые методы включают использование диаксида углерода и углеводородных газов, азота и дымовых газов. Среди тепловых или термических методов разработки различают закачку пара (непрерывную в виде оторочек и для обработок призабойных зон), внутрипластовое горение, нагнетание горячей воды. Другие методы пока не получили широкого распространения, однако интенсивно изучаются и исследуются в промысловых условиях. К ним относятся микробиологические, волновые, электромагнитное воздействие, ядерные взрывы. Методы увеличения нефтеотдачи основаны на следующих изменениях характеристик и условий нахождения нефти в пласте: 6. снижение межфазного натяжения на границе нефть – вытесняющий агент; 7. снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или подвижности вытесняющего агента); 8. перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газ с целью консолидации запасов нефти. Степень проявления этих эффектов, т.е. эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов, определяется прежде всего геолого-физическими условиями их применения. Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. Методы Пластовая нефть Вода Коллектор Условия залегания Вязкость, мПа*с состав Насыщенность, % Минерализа-ция, г/м3 неоднородность проницаемость Тип и хим.-физ св-ва. Давление пл. МПа Темпера-тура, С0 Толщинам Заводнение с ПАВ* До 50 Наличие асфальтенов и смол До 30 До 0,2 Неоднородный, отсутствие трещин 10 и более Глинистость не более 5-10% - Менее 90 До 15 Полимерное заводнение* От 10 до 100 - До 30 Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ Неоднородный, отсутствие трещин Более 100 Глинистость не более 5-10% - Менее 90 - Мицеллярное заводнение* До 10 - До 70 Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ Однородный Более 100 Ограничен. содержание карбонатов - Менее 65-90 - Щелочное заводнение До 100 Наличие органических кислот До 60 Содержание ионов Са2+ до 0,000025 Неоднородный, отсутствие трещин Более 100 Глинистость не более 5-10% - - - Сернокислотное заводнение* Применение СО2* 1-30 Наличие ароматических соединений До 30 - Умеренно-однородный Менее 500 Терригенный с содержанием карбонатов 1-2% - - - Применение СО2*: оторочки До 50 Ограниченное содержание асфальтенов и смол До 60 Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ Неоднородный 5 и более - Выше давления насыщения - До 15 при пологом залеган., при крутом не огр. Продолжение табл. 5 Методы Пластовая нефть Вода Коллектор Условия залегания Вязкость, мПа*с состав Насыщенность, % Минерализа-ция, г/м3 неоднородность проницаемость Тип и хим.-физ св-ва. Давление пл. МПа Темпера-тура, С0 Толщинам Применение СО2: в сочетании с заводнением До 50 Ограниченное содержание асфальтенов и смол До 60 - Неоднородный, отсутствие трещин Более 50 - Выше давления насыщения - - Применение у.в. газа.* Газ высокого давления. До 10 - До 60 - Однородный 5 и более - Выше давления насыщения - До 15 при пологом залеган., при крутом не огр. Водогазовая смесь До 50 - До 60 Неоднородный, отсутствие трещин Более 50 - То же - - Внутрипластовое горение* До 100 Ограниченное содержание серы До 50 - Отсутствие трещин Более 100 - - - Более 3 Закачка в пласт пара Более 50 Наличие лёгких компонентов - - Умеренно-однородный Более 100 - - - Более 6 * Неблагоприятным фактором применения метода является трещиноватость пласта. Тема: Гидродинамические МУН: циклическое заводнение; метод перемены фильтрационных потоков; форсированный отбор; создание высоких давлений нагнетания Назначение гидродинамических методов – это увеличение коэффициента охвата малопроницаемых, нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой дальнейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и поэтому не требуют существенного изменения ее. Циклическое заводнение Технология заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным группам скважин. В результате такого не стандартного воздействия на пласты в них проходят понижения и повышения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в период нагнетания воды нефть в малопроницаемых зонах сжимается и в них входит вода. При снижение давления в залежи вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых зонах, а нефть выходит из них. Продолжительность цикла составляет от 4 до 10 суток и увеличивается по мере удаления фронта вытеснения. Основными критериями эффективного применения метода являются: 1. наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов, 2. высокая остаточная нефтенасыщенность, 3. технико-технологическая возможность создания высоких давлений (перепадов давлений), 4. возможность компенсации отбора закачкой воды. Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления. Осуществление метода требует увеличение нагрузки на эксплуатационное оборудование. Для того, чтобы нагрузка на оборудование была более или менее равномерной, залежь делят на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Изменение направлений фильтрационных потоков Физическая сущность процесса состоит в том, что, во-первых, при обычном заводнение образуются застойные зоны (нефтенасыщенные) обойденные водой, во-вторых, при вытеснение нефти водой водонасыщеность вдоль направления вытеснения уменьшается. Для вовлечения в разработку застойных зон пласта необходимо перераспределить отбор и закачку воды по скважинам, изменение направления фильтрационных потоков достигается также за счет дополнительного разрезания залежи на блоки очагового и циклического заводнения. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Метод предполагает одновременное ограничение отбора в одних скважинах и увеличение в других. Создание высоких давлений нагнетания При повышение давления нагнетания увеличивается толщина интервалов пласта принимающих воду, так как трещины пласта раскрываются, увеличивается их проницаемость. Применение данного метода требует наличия мощных насосов, высоко напорных водоемов. Форсированный отбор жидкости Технология заключается в поэтапном увеличение дебитов добывающих скважин. В пласте создают высокие градиенты давления за счет уменьшения забойного давления. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку застойные зоны и малопроницаемые пропластки. Метод применяют при обводненности более 80% в технически исправных скважинах с устойчивыми коллекторами. Контрольные вопросы 1. Назначение МУН 2. Выбор МУН в зависимости от геологических факторов 3. Технология форсированного отбора жидкости 4. Назначение циклического заводнения 5. Технология изменения направления фильтрационных потоков Тема: Физико-химические МУН: заводнение растворами полимеров, ПАВ, щелочей; заводнение с углекислотой; заводнение мицеллярными растворами; сернокислотное заводнение;микробиологическое заводнение Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициента вытеснения и охвата. Они делятся на две группы: 1. методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижение межфазного поверхностного натяжения и изменения соотношения подвижностей фаз, 2. методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, которые основаны на полной или частичной смесимости рабочих агентов с нефтью и водой. Методы, улучшающие заводнение К ним относятся: 1. заводнение растворами ПАВ, 2. полимерное заводнение, 3. щелочное заводнение. Заводнение растворами ПАВ При добавление к воде ПАВ улучшаются нефтевытесняющие свойства воды за счет снижения поверхностного натяжения, увеличивается фазовая проницаемость породы для нефти. Отрыв пленочной нефти от породы обуславливается адсорбцией ПАВ на породе. Водные растворы ПАВ обеспечивают повышение нефтеотдачи на 3-5 %. Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2 – 3-х объемов пор). Система заводнения при данной технологии не изменяется. Полимерное заводнение Метод основан, на способности раствора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей нефти и воды и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за раствором полимера. В пласт cначала закачивают оторочку загущенной воды с последующем ее продвижением обычной водой. В качестве загустителя используют полиакриламид. Объем оторочки составляет 0,1 – 0,5 от объема пор. При повышенных пластовых температурах (> 950С) данный метод применять не рекомендуется, так как может происходить разрушение молекул полимера с изменением свойств раствора. Щелочное заводнение Метод основан на взаимодействие щелочей с активными компонентами нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчивые эмульсии и выделяются осадки. Для приготовления щелочных растворов используют каустическую соду (NaOH), кальцинированную соду (углекислый натрий Na2CO3), аммиак (гидрооксид аммония) и силикат натрия (растворимое стекло Na2SiO3). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 10-25% от объема пор пласта. Концентрация растворов от 0,05 – 0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодействие силиката натрия и хлористого кальция образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция, в результате снижается проницаемость промытой части пласта. Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов После применения обычного заводнения физико-гидродинамических и газовых методов в залежах остается еще значительное количество нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся диоксид углерода и мицелярные растворы. Заводнение углекислотой Углекислый газ при температуре выше 310С находится в газообразном состоянии при любом давлении, если температура ниже 310С образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7МПа углекислый газ испаряется. При растворение в воде CO2 вязкость воды несколько увеличивается. Образующаяся при этом угольная кислота растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. При растворение в нефти, увеличивается ее объемное расширение в 1,5 раза, снижается вязкость нефти, устраняются капиллярные силы, и повышается коэффициент вытеснения. CO2 закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном или жидком состоянии в виде оторочки проталкиваемой водой. Можно производить закачку чередующихся оторочек, либо закачивать CO2 в растворенном состояние в виде корбанизированной воды. Оптимальный объем оторочки составляет 20-30% от объема пор. Заводнение мицелярными растворами Мицелярный раствор – это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости, воды, водо-нефтерастворимого ПАВ стабилизированная спиртом. Мицелярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте практически до 0. Технология состоит в закачке во внутриконтурные скважины, последовательно порции растворов химических реагентов: 1. предоторочка из пресной воды или стабилизированного раствора хлористого натрия. Для понижения концентрации ионов кальция и магния. Размер предоторочки -20% от объема пор; 2. оторочка мицелярного раствора, если раствор мало концентрированный, то размер оторочки до 50% от объема пор. Если раствор высоко концентрированный, то размер оторочки до 15% от объема пор; 3. буферная оторочка (буфер подвижности) объемом 30-60% от объема пор, из полимерного раствора. Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода. Контрольные вопросы ё 1. Назначение физико-химических методов 2. Классификация физико-химических методов 3. Характеристика физико-химических методов Тема: Газовые МУН: закачка газа высокого давления; водогазовое воздействие. Вибросейсмическое воздействие на пласт В качестве рабочих агентов используют углеводородный сухой газ, газоводяные смеси, газ высокого давления, обогащенный газ. Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся. Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легких нефтей при давление нагнетания сухого углеводородного газа 25МПа, а обогащенного 15-20МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача. Основные критерии эффективности процесса закачки газа следующие: 1. углы падения пластов (при углах более 150 закачка газа в сводовую часть, при меньших углах – площадная закачка); 2. глубина залегания пласта (при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в выше лежащие пласты, а при слишком большой глубине требуются очень большие давления нагнетания, что не всегда технически осуществима); 3. однородность пласта по проницаемости и не высокая вязкость нефти. Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов). К преимуществам метода можно отнести: - использование недорого агента – воздуха; - использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70o С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры. Рис. 36. Механизм вытеснения нефти при закачке воздуха в пласт Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2 CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2 . Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2 . Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов. Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины. Контрольные вопросы 1. Характеристика газовых методов увеличения нефтеотдачи 2. Достоинства и недостатки газовых МУН 3. Эффективность газовых МУН Тема: Тепловые МУН: закачка теплоносителей в пласт; создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ) Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей . Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения: 1)зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400–200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти. 2)зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть. 3)зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др. Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода. Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций. После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2 , CO2 , и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти. В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса. Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения. Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды. Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам. Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами. Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл. Тепловые методы применяются, если пластовые нефти характеризуются высокой вязкостью. Они основаны на введение тепла в продуктивный пласт, при этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. К ним относятся: 1. закачка в пласт пара, 2. закачка нагретой воды, 3. внутрипластовое горение. Вытеснение нефти паром и нагретой водой Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснение нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу. Эффективность метода зависит от свойств пластовой нефти. В основном применяют на месторождениях с вязкостью нефти более 50мПа*с. Факторы, ограничивающие область применения: 1. неоднородность, 2. трещиноватость, 3. набухание глин пласта. С уменьшением пористости и проницаемости снижается эффективность метода, а увеличение толщины пласта положительно сказывается на эффективности. Однако при толщине свыше 20 м начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к снижению эффективности. Еще на эффективность существенное влияние оказывают теплопотери при закачке пара. С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому применение метода ограничивается глубиной скважин в 1000 – 1200 м. На ряду с использованием пара находит применение метод нагрева пласта с горячей водой (до 2000С). Закачка теплоносителей (перегретого пара или горячей воды) в пласт обязательна при внутриконтурном заводнение месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. При предварительного разогрева ПЗП можно переходить на закачку холодной воды. Внутрипластовое горение Сущность процесса заключается в создание в нефтяном пласте высоко температурной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций. Между нефтью и кислородом и перемещение ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Из состава закачиваемого окислителя различают сухое и влажное внутрипластовое горение. Технология процесса. С начало компрессорами закачивают воздух, если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций, то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить следующими методами: 1. забойным электродвигателем, 2. забойной газовой горелкой, 3. использованием теплоты химических окислительных реакций. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха. Применяемое оборудование. Полупередвижные установки типа ОВГ (очаг внутрипластового горения) включающие в себя: 1. компрессорные и насосные станции; 2. электронагреватель; 3. трансформатор; 4. станция управления; 5. оборудование устья типа ОУВГ (оборудование устья для внутрипластового горения). Осложнения при эксплуатации связаны с интенсивным разрушением призабойной зоны, коррозией оборудования, нагревом добывающего оборудования и образованием стойких водонефтяных эмульсий. ВДОГ (внутрипластовый движущийся очаг горения) наиболее сложный метод. Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свойства, что усложняет применение в дальнейшем других методов увеличения нефтеотдачи. Контрольные вопросы 1. Назначение тепловых методов увеличения нефтеотдачи 2. Классификация тепловых методов 3. Достоинства и недостатки тепловых методов