36599

Розроблення та експлуатація нафтових, газових та газоконденсатних родовищ

Конспект

География, геология и геодезия

Біда кандидат технічних наук доцент кафедри видобування нафти і газу та геотехніки ПолтНТУ; В. Коваленко кандидат технічних наук доцент кафедри видобування нафти і газу та геотехніки ПолтНТУ.46 Лекція №6 Приплив нафти і газу до свердловини.

Украинкский

2013-09-23

8.29 MB

229 чел.

Міністерство освіти і науки України

Полтавський національний технічний університет імені Юрія Кондратюка

Кафедра видобування нафти і газу та геотехніки

О. В. Бандуріна

 Конспект лекцій

з дисципліни “Розроблення та експлуатація нафтових, газових та газоконденсатних родовищ”

за напрямом підготовки  6.050304 Нафтогазова справа (освітньо-кваліфікаційний рівень – «бакалавр»)

всіх форм навчання

 

ПолтНТУ 2010


УДК

ББК

Рецензенти:

С. В. Біда, кандидат технічних наук, доцент кафедри видобування нафти і газу та геотехніки ПолтНТУ; 

В. І. Коваленко, кандидат технічних наук, доцент кафедри видобування нафти і газу та геотехніки ПолтНТУ. 

Рекомендовано до друку науково-методичною радою Полтавського національного технічного університету імені Юрія Кондратюка

Протокол №

від «      »______________________________2011 року

Бандуріна О. В  Конспект лекцій з дисципліни “Розроблення та експлуатація нафтових, газових та газоконденсатних родовищ” за напрямом підготовки  6.050304 Нафтогазова справа (освітньо-кваліфікаційний рівень – «бакалавр») всіх форм навчання: Полтава : ПолтНТУ, 2010. – 250 с.

Рекомендовано для педагогічного використання у ВНЗ.

Код: 60.00.13.10.                                   © О. В. Бандуріна, Р.М. Лопан  2010

Зміст

Вступ…………………………………………………………………………………4

Лекція №1 Втуп. Історія розвитку розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ...………………………………………………………..15

Лекція № 2. Системи розробки нафтових, газових і газоконденсатних родовищ. ……………………………………………………………………………………………24

Лекція № 3.Технологія розробки……………………………………………………30

Лекція № 4. Фізико-хімічні властивості багатокомпонентних сумішей………..39

Лекція №5. Режими нафтових і газових родовищ………………………………….46

Лекція №6 Приплив нафти і газу до свердловини………………………………...54

Лекція № 7. Визначення розподілу тиску та температури в пласті та по стовбуру свердловини………………………………………………………………………….60

Лекція №8. Визначення дебіту нафтових, газових і газоконденсатних свердловин.

Лекція №9. Визначення газовіддачі газових родовищ при газовому режимі. 65

Лекція №10.Особливості проектування розробки………………………………….77

Лекція №11. Розрахунки технологічних показників розробки нафтових покладів на природних режимах виснаження………………………………………………..85

Лекція №12. Розрахунки технологічних показників розробки покладів у випадку витіснення нафти водою …………………………………………………………92

Лекція №13 Задачі, види і методи, технологія і техніка дослідження свердловин

Лекція 14. Техніка та технологія досліджень…………………………………….99.

Лекція 15. Дослідження газових свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації…………………………………………………………………………102

Лекція 16. Технологічний режим експлуатації нафтових, газових та газоконденсатних свердловин…………………………………………………110

Лекція № 17 Експлуатація свердловин фонтанним способом………………..120

Лекція №18. Експлуатація свердловин газліфт ним способом. …….125

Лекція №19. Експлуатація свердловин штангово-насосним способом…..136

Лекція№ 20. Раціональна експлуатація свердловин. …………………….148

Лекція №21. Ускладнення при експлуатації газових свердловин………..155

Лекція №22.Технологічний режим при наявності корозійно-активних компонентів…………………………………………………………………………163

Лекція №23. Боротьба з ускладненнями в процесі експлуатації………….168

Лекція №24. Аналіз,  контроль і регулювання процесу розробки родовищ……………………………………………………………………………..178

Лекція №25. Способи експлуатації нафтових, газових та газоконденсатних свердловин………………………………………………………………………….187

Лекція №26. Основні поняття про раціональну розробку родовищ……198

Лекція №27. Проектування розробки газових родовищ при пружно-водонапірному режимі покладу………………………………………………..204

Лекція №28 Загальна характеристика методів прогнозування розробки  родовища…………………………………………………………………………..209

Лекція №29.Регулювання розробки родовищ……………………………216

Лекція№ 30. Моделювання процесів розробки…………………………………………………………………………….222

Лекція№ 31. Ефективна розробка малопродуктивних нафтових

родовищ………………………………………………………………………232

Література, що рекомендована до підготовки до лекцій…………………….…248

Вступ

Метою і завданням навчальної дисципліни «Розробка та експлуатація нафтових, газових та газоконденсатних родовищ» є ознайомлення  студентів з розробкою газових, газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ, фізичними основами та особливостями застосування різних технологій і методів підвищення газо- і конденсатовилучення з продуктивних пластів, формування у студентів знань та навичок регулювання та оптимізації розробки родовищ газу, а також формування логічного мислення.

Предмет навчальної дисципліни Дисципліна «Розробка нафтових, газових і газоконденсатних родовищ»  - комплекс, що органічно об’єднує ряд дисциплін, кожна з яких вивчає одну із окремих сторін проблеми розробки нафтових і газових родовищ, а саме: регіональна геологія та гідрогеологія; нафтопромислова геологія; геофізика; фізика пласта; підземна гідравліка; технологія нафтогазовидобування; галузева економіка. Кожна із цих дисциплін самостійно раніше застосовувалась при вирішенні практичних питань з розробки. Однак проектування і здійснення розробки нафтових, газових та газоконденсатних  родовищ мають спільну мету і вимагають однієї методики, включаючи економічну ефективність розробки. Дисципліна забезпечує формування початкових навичок з розробки родовищ для розв’язування фахових задач.

Студент повинен знати:

  •  геологічні, фізичні, наукові і практичні основи розробки нафтових, газових, газоконденсатних і нафтокондесатних родовищ;
  •  технології і методи дії на поклади природних газів з метою підвищення конденсатовилучення;
  •  методи збільшення проникності свердловин;
  •  методи контролю, аналізу і регулювання розробки родовищ газу.

Студент повинен вміти: 

  •  обґрунтувати необхідний комплекс досліджень і підготувати вихідні дані для проектування розробки газових, газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ;
  •  розробити геолого-геофізичну модель покладу;
  •  вибрати конкретні технології і методи активної дії на поклад з метою підвищення газоконденсатовилучення з пластів, провести необхідні газодинамічні, технологічні і техніко-економічні розрахунки щодо їх обґрунтування;
  •  ставити і розв’язувати задачі в області аналізу, регулювання, оптимізації і підвищення компонентовилучення з газових, газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ.

Лекція № 1.

Втуп

Історія розвитку розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ.

  1.  Вступ. Предмет дисципліни, призначення та зв'язок із суміжними дисциплінами.
  2.  Історія розвитку розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ і становлення дисципліни.

  1.  Як і кожна молода галузь науки, розробка швидко розвивається і разом з тим, ускладнюється. Наука про розробку нафтових і газових родовищ у тому вигляді, в якому вона зараз існує, виникла як комплекс, що органічно об’єднує ряд дисциплін, кожна з яких вивчає одну із окремих сторін проблеми розробки нафтових і газових родовищ.

Це наступні дисципліни:

  •  регіональна геологія та гідрогеологія;
  •  нафтопромислова геологія;
  •  геофізика;
  •  фізика пласта;
  •  підземна гідравліка;
  •  технологія нафтогазовидобування;
  •  галузева економіка.

Кожна з цих дисциплін самостійно існувала і вже раніше застосовувалась при вирішенні важливих питань, які практика розробки ставила перед ними.

Але проектування і здійснення розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ підлягають одній меті і вимагають однієї методики, можливо більшої ув’язки всіх сторін наших знань про поклади та процеси, що в них відбуваються, а також про економічну ефективність розробки.

Цю важливу комплексну задачу і виконує теорія розробки.

РОДОВИЩЕ НАФТИ І ГАЗУ (рос. месторождение нефти и газа; англ. oil and gas field; нім. Erdöl- und Erdgaslagerstätte f) –

Сукупність окремих покладів нафти і газу, розміщених під однією площею земної поверхні.

Газове родовище (рос. газовое месторождение, англ. gas field, нім. Gasfeld n, Gaslagerstätte f, Gaslager n) – сукупність газових покладів, приурочених до загальної ділянки поверхні і контрольованих одним структурним елементом.

РОЗРОБКА РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ - управління процесом руху рідин і газу в пласті до забоїв добувних свердловин за допомогою розміщення свердловин, встановлення їх числа і порядку введення в експл., режиму їх роботи і балансу енергії (по М. М. Глоговскому) пласта.

Розроблення родовищ  повинне забезпечувати потреби в нафті і газі при наим. витратах і досягши макс. можливої нафтовіддачі пластів, і залежно від конкретних геолого-физ. особливостей може здійснюватися або на природних режимах, або з дією на продуктивні пласти.

ПІД РОЗРОБКОЮ НАФТОВОГО АБО ГАЗОВОГО (ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО) РОДОВИЩА розуміють комплекс заходів, пов'язаний з розбурюванням родовища, витяганням нафти і газу з покладів, також управління рухом нафти і газу до свердловин і регулювання балансу енергії пласта.

Регулювання розробки родовищ залежить від взаєморозташування добувних і нагнітальних свердловин, відстані між ними (щільність розбурювання), об'ємів води, що нагнітається, і відбору рідини в добувних свердловинах.

Контроль за розробкою родовищ реалізується дослідженнями у свердловинах і на поверхні, при необхідності вносяться відповідні корективи.

ПІД РАЦІОНАЛЬНОЮ СИСТЕМОЮ РОЗРОБКИ розуміють таку систему, яка забезпечує безумовне виконання плану по видобутку нафти, газу і конденсату при мінімальних народно-господарських витратах і можливо великих значеннях коефіцієнтів нафто - і газоконденсатоотдачи.

Перед вибором раціональної системи розробки нафтових і газових родовищ необхідно визначитися з об'єктом, для якого і підбиратиметься необхідна система. Це пов'язано з тим, що більшістю нафтових і газових родовищ є сукупність декількох покладів або пластів, розташованих поэтажно один над іншим.

Підготовку родовищ до розробки можна розглядати як єдиний процес, оскільки пошуки, розвідка і забезпечення інформацією всіх наступних етапів розробки націлені на найбільш якісну підготовку родовищ при мінімальних затратах.

Робота починається з визначення господарської доцільності розробки родовища на основі попередньої геолого-економічної оцінки запасів, яка дається на заключній стадії пошукового етапу і продовжується до моменту, коли вивчення параметрів буде відповідати необхідним вимогам. Критерієм необхідного і достатнього рівня якості підготовки запасів при цьому є досягнення певної надійності основних проектних показників технологічної схеми розробки, яка б гарантувала ефективність капіталовкладень в будівництво нафтогазовидобувного підприємства. Вивченість параметрів родовищ на стадії складання проекту розробки повинна відповідати ще більш жорстким вимогам до якості.

Для кожного нафтового або газового родовища в результаті пошуково-розвідувальних робіт повинні бути встановлені розміри і форма покладів, положення тектонічних порушень і їх амплітуда, для пасток літологічного та стратиграфічного типів межі виклинювання, заміщення і перекриття проникних порід непроникними; закономірності мінливості літології продуктивних пластів, їх колекторських властивостей і ефективної нафтогазонасиченої потужності; критерії оцінки продуктивності пластів, а також нижні межі їх колекторських властивостей; дебіт нафти, газу, води, початковий пластовий тиск і тиск насичення нафти газом, газові фактори, коефіцієнт продуктивності і його зміна в часі; склад і фізико-хімічні властивості нафти, газу, конденсату, води і компонентів, що містяться в них і є їх супутниками; гіпсометричне положення водонафтових, газонафтових і газоводяних контактів і його зміна в часі; гідрогеологічні умови, гідрогеологічний зв'язок окремих продуктивних пластів і тектонічних блоків, природні режими покладів; запаси нафти, розчиненого і вільного газу; умови для ефективної промислової розробки покладів, можливі методи впливу на продуктивні пласти.

Центральне місце в системі підготовки родовища до розробки займає розвідка, тому що саме за її результатами визначаються основні положення майбутньої системи розробки. Методику розвідки обирають залежно від типів покладів та родовищ і техніко-економічних умов її проведення, і все ж основні положення, які визначають раціональність розвідки, повинні дотримуватись у всіх випадках. Ці положення зводяться до того, що процес розвідки повинен бути таким, щоб його можна було проектувати, ним можна було керувати і щоб він був ефективним.

Контроль за якістю розвідувальних робіт слід здійснювати по всіх елементах від окремих свердловин до обробки матеріалів по родовищу в цілому. Не менш важливим є контроль за розвіданістю родовища, тому що саме ця найбільш загальна характеристика процесу дає змогу керувати ним шляхом коректування задач розвідки.

Суть керування розвідкою в загальному випадку полягає в періодичній оцінці досягнутих результатів, порівнянні їх з потрібними і в коректуванні подальших робіт.

Ефективність процесу розвідки визначається показниками, багато з яких в натуральній або грошовій формі відображають ціну інформації про розвідані запаси.

На практиці часто суміщають розвідку з розробкою родовищ. Проводять дослідну експлуатацію розвідувальних свердловин і використання упереджувальних видобувних свердловин для вирішення задач розвідки. Особливо важливим в останньому випадку є дотримання вимог, які ставляться до пошукового етапу. Від якості розв'язання задач цього етапу залежить ефективність використання видобувних свердловин в розвідці.

Для розробки одного і того ж родовища можна запропонувати безліч варіантів, що відрізняються між собою кількістю добувних і нагнітальних свердловин і їх співвідношенням, сіткою свердловин, черговістю їх вступу в експлуатацію, режимом роботи, системою ППД і так далі. Виходячи із закладених початкових параметрів для кожного варіанту, у результаті можна набути і різних значень технологічних і економічних показників розробки, таких як: термін розробки, кількість здобутої нафти і газу по роках, нафтовіддачі пласта, водонефтяного (газоконденсатного) чинника, собівартості видобутку нафти, газу і конденсату рентабельності і так далі. Очевидно, з усіх можливих варіантів розробки необхідно вибрати один, який був би найкращим. З цією метою в нафтогазовидобуванні ввели поняття "Раціональна розробка нафтових і газових родовищ".

Класифікація родовищ природного газу

Відповідно до правил розробки газові і газоконденсатні родовища можна класифікувати таким чином.

По складності геологічної будови продуктивних горизонтів родовища підрозділяються на дві групи:

- - родовища складної геологічної будови - розбиті тектонічними порушеннями на ряд блоків і зон, мають мінливий характер продуктивних горизонтів (літологічний склад, колекторні властивості та ін.);

- - родовища простої геологічної будови (продуктивні пласти характеризуються відносною витриманістю літологічного складу, колекторних властивостей і продуктивних горизонтів по усій площі покладу).

По кількості продуктивних горизонтів (покладів) вони підрозділяються на одні пласти і багатопласти. По числу об'єктів розробки родовища - однооб'єктні (коли є один поклад або усі поклади об'єднані в один об'єкт розробки); багатооб'єктні, коли виділяється декілька об'єктів розробки.

По наявності або відсутності газового конденсату родовища підрозділяються на:

- - газові, з газу яких при зниженні тиску і температури виділення рідких вуглеводнів не відбувається;

- - газоконденсатні, з газу яких при зниженні тиску і температури відбувається виділення рідких вуглеводнів.

У свою чергу газоконденсатні родовища за змістом стабільного конденсату підрозділяються на ряд груп :

- - перша група, з незначним змістом стабільного конденсату - до 10 см3/м3;

- - друга група, з малим змістом стабільного конденсату - від  10 до 150 см3/м3;

- - третя група, з середнім змістом стабільного конденсату - від 150 до 300 см3/м3;

- - четверта група, з високим вмістом стабільного конденсату - від 300 до 600 см3/м3;

- - п'ята група, з дуже високим вмістом стабільного конденсату - понад 600 см3/м3.

По відсутності або ж наявності нафти в пласті газові і газоконденсатні родовища розбиті на дві групи:

- - поклади без нафтової облямівки або з нафтовою облямівкою непромислового значення;

- - поклади з нафтовою облямівкою промислового значення.

По максимально можливому робочому дебіту свердловин родовища підрозділяють на групи:

- - низкодебітні - до 25 тис. м3/доб;

- - малодебітні - 25 - 100 тис. м3/доб;

- - среднедебітні - 100 - 500 тис. м3/доб;

- - високодебітні - 500 - 1000 тис. м3/доб;

- - надвисокодебітні - понад 1000 тис. м3/доб.

За величиною початкових тисків пластів виділяються поклади:

- - низького тиску  - до 6,0 МПа;

- - середнього тиску - від 6,0 до 10,0 МПа;

- - високого тиску - від 10,0 до 30,0 МПа;

- - надвисокого тиску - понад 30,0 МПа.

Етапи розробки газових і газоконденсатних родовищ

Основна відмітна особливість розробки газових і газоконденсатних родовищ від нафтових і нафтогазових, полягає в тому, що вони розробляються в основній масі способом фонтану, при цьому складна і протяжна система газопостачання від покладу до споживача повністю герметична і є єдине ціле.

Газові і газоконденсатні родовища розробляються по двох видах проектів - технологічному і технічному. Технологічний проект заснований на початкових геологічних даних і обмеженнях технічного, економічного і іншого характеру. Технічний проект базується на технологічному, але з передбаченням технічних рішень, детальної економіки і графічної документації.

Потрібну для проектування і початкову інформацію отримують в основному з матеріалів геологічного характеру, що вимагає великих грошових витрат і часу. В зв'язку з цим, поклади починають розробляти до закінчення розвідувальних робіт по об'єкту з таким розрахунком, що бракуюча інформація буде отримана в процесі видобутку природного газу і конденсату.

Розробка газових родовищ характеризується трьома періодами експлуатації, що послідовно змінюються, - наростаючим, постійним і таким, що знижується видобутком природного газу. Графік основних показників розробки газового родовища приведений на мал. 7.1.

Рис 1. Основні показники розробки газового родовища : Qсум - сумарний відбір газу з покладу; Рмг - тиск газу в магістральному газопроводі; n - число свердловин; Р. - поточний тиск; Рвх - тиск на вході в компресорну станцію; Nдкс - потужність дожимной компресорної станції; Qг - річний відбір газу;  - безрозмірний средневзвешенное тиск в покладі

Період наростаючого видобутку природного газу (досвідчено-промислова експлуатація - ОПЭ) є початковим періодом промислової розробки родовища. Темпи зростання річного відбору і тривалість цього періоду встановлюються по кожному конкретному родовищу залежно від об'ємів промислового будівництва, капітальних вкладень, необхідних для досягнення планованого постійного річного відбору природного газу, а також характеристики основних споживачів природного газу і умов транспорту природного газу до них.

Період постійного видобутку природного газу характеризується стабільним річним відбором газу при деяких коливаннях відборів, обумовлених добовими або сезонними коливаннями споживання природного газу.

Період видобутку природного газу, що падає, характеризується річними відборами газу, що знижуються. Тривалість цього періоду і мінімальний дебіт свердловин за цей час визначається рентабельністю.

При розробці газоконденсатних родовищ без підтримки тиску пласта для будь-якого періоду його розробки встановлюється залежність річного відбору конденсату і природного газу, обгрунтовується коефіцієнт витягання природного газу і конденсату при досягнутому рівні техніки, технології в цей період. Якщо розробка газоконденсатного родовища здійснюється з підтримкою тиску пласта, то тривалість цього періоду визначається повнотою відбору затверджених до витягання з покладу запасів конденсату. Наступна розробка газоконденсатного родовища здійснюється як чистого газового родовища.

Історія розвитку нафтових, газових та газоконденсатних родовищ.

Сучасні досягнення нафтової і газової промисловості можливі завдяки розвитку нафтовій геології, техніці буріння, видобування, технології розробки покладів та хімічної переробки нафти та газу.

В дореволюційній Росії існувала так звана «горизонтальна геологія», в той час свердловини для отримання нафти бурили такої глибини, на якій була отримана нафта у розвідувальній свердловині.

В 1905 році Стрижов підрахував запаси по Грозненському нафтовому районі.

В 1906 році підраховані запаси по Балахано-Сабучинському району в Азербайджані.

В 1925 році Абрамович вперше поставив питання про раціональну систему розробки нафтоносного пласта-резервуара як окремого експлуатаційного обєкта. В 1927 році він опублікував першу класифікацію систему розробки покладів нафти.

Велике значення мали розпочаті в 1921 році, в звязку з проблемами видобутку нафти і газу теоретичні і експериментальні роботи акад. Л.С. Лейбензона, який є основоположником радянської школи вчених, працюючих в області підземної гідравліки.

В цих роботах вперше виведені диференційні рівняння руху газу та газованої рідини в пористому середовищі, виявлені особливості роботи газових свердловин, математично оброблені криві продуктивності та режими роботи нафтових свердловин і пластів, описані методи підрахунку запасів нафти і газу в пластах, проблеми витіснення нафти і газу водою і т.д.

В квітні-травні 1930 року комісією геологів під керівництвом І.І. Губкіна для Ново-Грозненського району була встановлена система розбурювання зводу та призводової частини по ущільненій сітці, розташованим вздовж вісі антиклинам, з поступовим розбурюванням пласта вниз по падінню при більш розрідженій сітці.

Особливо велике значення мали роботи грозненських геологів в 1932 році, які підтвердили, що головною силою, яка рухає нафту до вибоїв свердловини у найбільш продуктивних пластах є напір крайових вод.

Це змінило точку зору американського дослідника Брігса з 1865 року, який вважав, що пружність газів є єдиною силою, яка просуває нафту по пласту до вибоїв свердловин.

В 1930 році Нікітін запропонував для багатопластових родовищ систему розробки знизу в гору, яка була здійснена в бухті Ілліча (Апшеронський півострів, Баку) і отримала в подальшому широке розповсюдження.

Принципово важливим було підтвердження можливості проявлення в покладі декількох режимів, а не одного.

Вихідні положення радянських вчених, прийняті на з’їзді нафтовиків в 1933 році, стали джерелом створення раціональних систем розробки покладів нафти, що забезпечують високі і стійкі дебіти нафти.

В 1941 році при Московському нафтовому інституті було створено проектно-вишукувальне бюро, яке продовжувало методичні і практичні роботи по проектуванню розробки нафтових родовищ.

В теперішній час відкрито багато газових родовищ і будуть відкриватись ще.

Саме тому особливу важливість набувають вирішення задач раціональної розробки газових родовищ.

Навряд чи в наші дні потрібно доводити, що раціональна розробка та експлуатація газових покладів можлива лише в тих випадках, якщо вона побудована на науковій основі.

Встановлення аналітичних основ раціональної розробки газових родовищ повинно базуватися на науковій теорії руху газу в пористому середовищі. Засновник цієї теорії – акад. Л.С. Лейбензон. В 1932 році він у статті «Про режими нафтових свердловин і підрахунку запасів нафтових родовищ» розглянув задачу про витік газу із пласта та вивів рівняння руху газу в пласті.

В 1934 році в роботі Лейбензона «Підземна гідравліка води, нафти та газу» вирішені задачі, пов’язані з установленим і неустановленим рухом газу в пористому середовищі, а також розглянута задача про витіснення газу водою.

В 1939 році Лапук вирішив питання термодинамічних процесів при пересуванню газу в пластах, в результаті чого встановлена можливість у всіх практично цікавих випадках розглядати фільтрацію газу як ізотермічний процес.

В лютому 1944 року, в Московському нафтовому інституті під керівництвом Лапука була розпочата робота з науково-дослідницької теми «Встановлення основ раціональної розробки газових родовищ».

Під час ВВВ ці роботи проводились в Уфинському нафтовому інституті, куди був переведений Московський нафтовий інститут.

На Туймазинському та Бавлинському нафтовому родовищі проводили законтурне заводнення і був продовжений фонтанний період видобутку нафти на цих родовищах і збільшений коефіцієнт нафтовіддачі.

На основі теоретичних робіт і практичних досліджень по цим родовищам був складений підручник «Розробка нафтових родовищ» А.П. Крилова.

На Україні проводились роботи по площевому заводненню на Бориславському родовищі в 1954 році.

На Надворнянському нафтовому районі – застосували газоводяну репресію, підтримання газу з іншого горизонту.

Долинський нафтовий район – впроваджена закачка води, термічні методи, перепуск газу.

Полтавський нафтопромисловий район: Глинсько-Розбишевське родовище (1958р.), Качанівське (1957р.), Гнединцівське (1959р.).

На Глинсько-Розбишівському, Леляківському та Качанівському родовищах проводиться закачування води для підтримання тиску.

«Нафта і газ України» до 2010 року пердбачено довести видобуток нафти з конденсатом до 7,5 млн. т, газу – 35,3 млрд. м3.

Нафта 1995 р. – 2,8 млн. тон.

Газ 1995 р. – 17,4 млрд. м3.

Лекція № 2.

Системи розробки нафтових, газових і газоконденсатних родовищ.

2.1. Класифікація і характеристика систем розробки.

2.2. Обєкти і системи розробки.

Система розробки родовищ передбачає рішення й здійснення наступних заходів:

1. Виділення експлуатаційних обєктів (на багатопластовому родовищі) і визначення порядку введення їх у розробку.

Експлуатаційний об’єкт – продуктивний шар або група шарів, які розроблюються самостійною сіткою свердловин при забезпеченні контролю і регулювання процесу їхньої експлуатації.

2. Визначення числа свердловин, розміщення їх на експлуатаційному обєкті і порядок введення свердловин у роботу.

3. Установлення режиму роботи експлуатаційних (іноді і нагнітальних) свердловин (визначення їх дебітів або витрат, забійних тисків і зміна цих показників у часі).

4. Регулювання балансу пластової енергії у покладах нафти або газу шляхом впливу на шари в цілому.

Системи розробки родовищ можна класифікувати по характеру або порядку здійснення зазначених заходів у такий спосіб.

Стосовно до нафтових родовищ:

1. Експлуатаційні об’єкти на багатопластовому родовищі підрозділяються на базисні (основні) і зворотні.

У якості базисних вибирають відносно більш вивчені, а також порівняно більш великі (по запасах нафти і газу) і більш продуктивні (по продуктивності свердловин).

Зворотними об’єктами можуть бути свідомо менш продуктивні і менше по запасах нафти і газу. Розробка не може передбачатися шляхом повернення свердловин із зворотного на базисний.

2. Розміщення свердловин на об’єктах може бути рівномірним (на покладах з нерухомими контурами нафтоносності або з рівномірним розподілом пластової енергії на площі покладу) або рядами (на покладах з контурами, що переміщаються, нафта-вода або газ-нафта).

3. Порядок введення експлуатаційних свердловин може бути одночасний, по сітці, що згущається або повзучій системі.

Умовно одночасним можна вважати введення свердловин в експлуатацію протягом перших одного-трьох років розробки об’єкта. Цей період не буде мати істотного значення в загальному терміну розробки об’єкта.

Система розбурювання, що згущається, свердловин доцільна на великих по розмірах об’єктах зі складною геологічною будовою покладів. За даними буріння і дослідження свердловин першої черги уточнюється геологічна будова неоднорідного покладу, у результаті цього може бути змінена схема розміщення (а іноді і необхідне їх число) свердловин при подальшому розбурюванні об’єкта. Економічна ефективність такого підходу (при неминучому перетинанні шляхів переміщення бурових установок) досягається за рахунок скорочення числа свердловин (при виключенні буріння продуктивних або малопродуктивних свердловин) або за рахунок переміщення частини свердловин, які буряться в другу чергу в більш сприятливі геологічні умови.

При розбурюванні свердловини по тягучій системі, (такий порядок може виникнути в зв’язку, наприклад, з особливостями болотистої місцевості) доцільно починати буріння рядів свердловин, що розташовуються ближче до об’єкта живлення (природної або штучної).

4. По методах регулювання балансу пластової енергії системи розробки бувають зі штучним заводненням пластів або з нагнітанням газу в пласт.

При розробці нафтових родовищ застосовуються наступні системи штучного заводнення:

  •  законтурне;
  •  приконтурне;
  •  внутрішньоконтурне (останнє, у свою чергу, має кілька різновидів).

Законтурне заводнення застосовують при розробці порівняно не великих за розмірами покладів нафти (при їх ширині до 5 км). Закачування води при цьому здійснюється в ряд нагнітальних свердловин, розташованих за зовнішнім контуром нафтоносності (на відстані 100 м або кількох сотень метрів).

Приконтурне заводнення застосовують на порівняно невеликих по розмірах покладах нафти, але у випадках, коли істотно знижена проникність пласта в законтурній області або утруднений зв’язок нафтонасиченої частини пласта з цією областю.

Останнє, наприклад, спостерігається за рахунок випадання щілинних фракцій нафти що окислилась в області водонафтового контакту.

Внутрішноконтурне заводнення застосовують на великих за розмірами покладах нафти.

Гідродинамічні розрахунки, що приводяться для одночасної роботи декількох рядів свердловин при законтурному заводненні (з постійними за тисками) показують, що найближчі до контуру нафтоносності 3-4 ряду свердловин майже цілком екранують роботу внутрішнього ряду.

Приріст сумарного дебіту нафти з покладу зі збільшенням числа одночасно працюючих рядів свердловин зменшується, а середній дебіт одного ряду також безперервно падає.

Отже термін розробки великих покладів при законтурному заводненні різко подовжується, а поклад нафти в центральній частині змушений консервуватися.

На практиці застосовують наступні різновиди внутрішньоконтурного заводнення:

  1.  „розрізання” покладів нафти рядами водяних нагнітальних свердловин на площі самостійної розробки.
  2.  блокове заводнення – розрізування покладів попередніми рядами нагнітальних свердловин на блоки, у межах яких розміщається непарне число рядів експлуатаційних свердловин.
  3.  виборче заводнення – нагнітальні свердловини вибираються з числа пробурених по рівномірній сітці свердловин за результатами попередніх складань розрізів або продуктивних відкладень і гідродинамічних досліджень.
  4.  осередкове заводнення – нагнітальні свердловини рівномірно розміщаються між видобувними.

Під системою розробки нафтового і газового (газоконденсатного) родовища розуміють сукупність взаємозв'язаних інженерних рішень, що визначають, : темп і послідовність буріння свердловин; геометрію розташування свердловин на площі, щільність сітки свердловин, число резервних свердловин, наявність і спосіб дії на пласти, систему заводнювання, охорону надр і довкілля.

Розглянемо кожного з елементів системи розробки окремо.

Темп і послідовність буріння свердловин

Темп буріння свердловин визначається об'єктивними і суб'єктивними причинами, і розрізняють:

1) суцільне прискорене буріння - застосовують при бурінні невеликих по площі родовищ з простою геологічною будовою, в улаштованих

нафтогазоносних регіонах з розвиненою матеріальною базою управлінь бурових робіт (темп буріння 2 - 5 років);

2) уповільнене буріння - застосовують при бурінні глибоких свердловин з ускладненими умовами залягання на середніх і великих по площі родовищах, в нових нафтогазоносних районах (темп буріння 5 - 10 і більше років).

Послідовність буріння свердловин в основному визначається геологічною будовою покладу.

Розрізняють наступні види буріння :

1) буріння з ущільненням сітки свердловин - застосовують на родовищах із складною геологічною будовою і недостатністю початкового статистичного матеріалу при складанні проекту розробки;

2) повзучий порядок буріння "вгору по повстанню пласта" - застосовують на родовищах з простою геологічною будовою і округлою геометричною конфігурацією;

3) повзучий порядок буріння "вниз по падінню пласта" - застосовують на родовищах тих, що мають складну геологічну будову і складну геометричну конфігурацію;

4) повзучий порядок буріння "по простяганню пласта" - застосовують на родовищах тих, що мають витягнуту геометричну конфігурацію.

Геометрія розташування свердловин на площі

Геометрія розташування свердловин на площі буває рівномірною (трикутною і квадратною) і рядною (із замкнутими і незамкнутими рядами).

Щільність сітки свердловин

Щільність сітки свердловин - це площа нафтогазоносної, що доводиться на одну свердловину, :

                                    Sс = F / N, [м2/ св].                                      (7.1)

Вибір оптимальної щільності сітки свердловин є найбільш відповідальним і складним завданням при виборі раціональної системи розробки, оскільки щільність сітки свердловин визначає кількість свердловин, а значить і витрати на їх буріння, облаштування і експлуатацію.

 Розрізняють:

1) щільну сітку свердловин : 1 - 12 га/св, (1 га = 104·м2) - рекомендують застосовувати при розробці нафтових родовищ з високов'язкою нафтою, з низкопроницаемыми і неоднорідними колекторами;

2) середню по щільності сітку свердловин : 12 - 25 га/св;

3) рідкісну сітку свердловин : 25 - 64 га/св - рекомендують застосовувати при розробці газових родовищ і нафтових родовищ з малов'язкою нафтою в однорідних високопроникних колекторах. При розробці родовищ з високопродуктивними тріщинуватими колекторами щільність сітки свердловин може бути 70 - 100 га/св і більш.

Разом з щільністю сітки свердловин користуються і "параметром Крылова А. П"., рівним відношенню витягуваних запасів нафти (газу) до загального числа свердловин на родовищі.

Кількість резервних свердловин

При проектуванні розробки нафтових і газових родовищ і виборі раціонального варіанту необхідно враховувати об'єктивну обмеженість часу можливого існування свердловин і закономірність їх виходу з ладу внаслідок аварій і втрати продуктивності. Крім того, резервні свердловини бурять з метою залучення до розробки частин пласта, не охоплених розробкою в результаті тих, що виявилися в процесі буріння не відомих раніше особливостей геологічної будови пласта, а також фізичних властивостей нафти і газу. Доля резервних свердловин відображується через "параметр Wp", рівний відношенню числа резервних свердловин, що буряться додатково до основного фонду свердловин на родовищі, до загального числа свердловин (у відсотках). Як правило, доля резервних свердловин складає 10 - 25 %.

Наявність і спосіб дії на пласти

Всякий нафтовий або газовий поклад має потенційну енергію, яка в процесі розробки переходить в кінетичну і витрачається на витіснення нафти і газу з пласта. Залежно від джерела енергії пласта розрізняють наступні режими роботи покладу :

1) водонапірний режим. Джерелом енергії пласта є натиск крайових або підошовних вод (пружний водонапірний режим) або натиск закачуваних вод (жорсткий водонапірний режим);

2) режим газової шапки (газонапірний режим). Джерелом енергії пласта є тиск газу в газовій шапці або тиск закачуваного газу;

3) режим розчиненого газу. Джерелом енергії пласта є тиск газу, що розчиненого в нафті і виділяється з неї при зниженні пласта тиску нижче тиску насичення нафти газом;

4) пружний режим. Джерелом енергії пласта є пружні сили води, нафти, газу і самих порід, стислих в надрах під дією гірського тиску вищерозміщених пластів;

5) гравітаційний режим. Джерелом енергії пласта є гідростатичний тиск, що створюється самою нафтою.

Системи заводнювання

Природна енергія пласта в більшості випадків не забезпечує високих темпів відбору і повноти витягання нафти і газу з покладу. Штучні методи дії на пласти багато в чому вирішують цю проблему, а також заповнюють природну енергію пласта (відновлюють тиск пласта), що витрачається. Існують наступні системи заводнювання :

1) законтурне заводнювання - застосовують на невеликих по площі родовищах, при невеликій ширині покладу, у відносно однорідних пластах з високою гідропровідністю продуктивного пласта і низькою гідропровідністю законтурної частини пласта :

видобувна свердловина;

           нагнітальна свердловина;

              Зовнішній контур нафтоносності;

              Внутрішній контур нафтоносності.

2) приконтурне заводнювання - застосовують на невеликих і середніх по площі родовищах з відносно поганим гідродинамічним зв'язком законтурною і внутрішньоконтурною зоною:

          ;

3) внутрішньоконтурне заводнювання - застосовують, якщо поклад має велику площу, і інші системи заводнювання не забезпечують необхідних темпів розробки і недостатні для підтримки тиску пласта :

      .    

Існує досить велика кількість різновидів внутрішньоконтурного заводнювання, вибір яких в основному визначається геологічною будовою пласта і мірою його неоднорідності : блокове, активне блокове, склепінне, осьове, кільцеве, центральне, осередкове, площадкове і так далі

2. Під терміном "об'єкт розробки" розуміють виділену в межах родовища геологічну одиницю або певну продуктивну товщу, яка охоплює один або декілька продуктивних пластів, що розробляються загальною сіткою свердловин одночасно.

До основних геолого-промислових критеріїв об'єднання окремих продуктивних пластів в один об'єкт розробки відносять такі фактори: взаємне розташування контурів нафтоносності об'єднуваних горизонтів на площі, близька їх відстань за вертикаллю, однаковий природний режим пластів, близькі колекторські властивості продуктивних горизонтів (літологія, пористість, проникність, наявність тріщин, склад цементу породи); фізико-хімічні властивості пластових флю'щів і термодинамічні умови покладів (нафтонасиченість, густина та в'язкість нафти, кількість парафіну, сірки, смол, асфальтенів, пластовий тиск, тиск насичення нафти, температура пласта та ін.), а також технологічні та економічні фактори.

Чим більша схожість пластів між собою з перелічених геолого-промислових показників, тим більш доцільне об'єднання в єдиний об'єкт розробки. Як правило, випадки дуже близької або однакової схожості об'єктів за всіма геолого-промисловими характеристиками досить рідкі, а тому у кожному конкретному випадку вирішується дуже важливе та складне завдання, від якого залежить тежніко-економічна ефективність розробки родовищ -виділення об'єктів розробки в умовах багатопластовості покладів.

Обгрунтування виділення експлуатаційних об'єктів у багатьох випадках проводять у два етапи. На першому етапі розглядаються геолого-фізичні властивості, які сприяють об'єднанню у групи пластів для їхньої спільної розробки. На другому етапі це питання вирішується з урахуванням технологічних та економічних факторів.

Об'єкт розробки повинен характеризуватися значними питомими запасами нафти (запаси на одиницю площі) для забезпечення економічної ефективності та відносно тривалого терміну його розробки.

Між виділеними різними об'єктами розробки повинні бути надійні гідродинамічні екрани з метою забезпечення відсутності перетоків флюїдів у надрах із сусідніх пластів у процесі розробки.

Кожний експлуатаційний об'єкт розбурюється за визначеною системою окремою сіткою видобувних та нагнітальних свердловин, які розташовані строго за проектною сіткою.

Аналіз матеріалів з методики та практики виділення об'єктів розробки у нашій країні та в цілому ряді зарубіжних країн дає змогу зробити висновок, що при виділенні об'єктів розробки необхідно врахувати п'ять груп факторів: геолого-промислові, гідродинамічні, технічні, технологічні, економічні.

Виділення об'єктів розробки можна здійснювати таким чином:

1) поєднання декількох пластів в один об'єкт розробки. Так розробляють родовища, коли пласти мають приблизно однакові геолого-физические параметри і одну площу поширення; приблизно однакові фізико-хімічні властивості нафти, газу і води; переважає є одне і те ж джерело енергії (при цьому фазовий стан однаковий) пласта; є технічні і технологічні можливості підйому рідини і газу із забою на денну поверхню. При такому об'єднанні пластів в один об'єкт розробки досягаються максимальні поточні добывные можливості, економія металу, труб, матеріалів і так далі, але ускладнюється технологічний процес витягання нафти і газу з кожного пласта окремо, що призводить у ряді випадків до різкого зниження нафто- і газовіддача пластів в цілому;

2) кожен пласт є самостійним об'єктом розробки. При такому виділенні об'єктів можливі декілька варіантів:

- - одночасна в часі розробка об'єктів самостійними сітками свердловин (при такому варіанті досягається надійний контроль процесом розробки і його регулювання, але потрібні величезні капітальні вкладення в буріння великої кількості свердловин, їх облаштування і експлуатації);

- - спільно-роздільна розробка об'єктів однією сіткою свердловин (при такому варіанті добувні свердловини обладнали установками для одночасно-роздільної експлуатації, а нагнітальні свердловини - установками одночасно-роздільного закачування). Недоліком цього варіанту є технічні обмеження конструкції самої свердловини по діаметру;

- - послідовна в часі розробка об'єктів однією сіткою свердловин. Цей варіант може здійснюватися за двома схемами. Розробка об'єктів зверху "вниз", при якій кожен об'єкт добуривается, що пролягає нижче, і починає експлуатуватися після завершення експлуатації вищерозміщеного об'єкту. При такій схемі затримується розвідка і розробка об'єктів, що пролягають нижче, збільшується об'єм буріння, підвищується небезпека порушення правил охорони надр вищерозміщених об'єктів при розбурюванні тих, що пролягають нижче. Розробка об'єктів "від низу до верху", при якій починають розробляти об'єкти з нижнього (чи базисного), а потім переходять на поворотні об'єкти. Як базисне вибирають найбільш вивчені і високопродуктивні об'єкти з великими геологічними запасами нафти і газу.

Лекція № 3.

Технологія розробки.

3.1. Визначення числа свердловин та їх розміщення.

3.2. Встановлення режиму роботи експлуатаційних свердловин.

3.3. Регулювання балансу пластової енергії в покладах нафти або газу шляхом впливу на пласти в цілому.

1. При розробці родовищ природних газів застосовують такі системи розміщення видобувних свердловин на площі газоносності: рівномірне розміщення по квадратній або трикутній сітках при середній відстані між свердловинами 700—1000 м; розміщення свердловин у вигляді кільцевих батарей або лінійних рядів; розміщення свердловин в центральній (купольній) частині покладу; розміщення свердловин у вигляді кущів, нерівномірне розміщення свердловин на площі газоносності.

До всіх систем розміщення свердловин на площі газоносності ставляться дві основні вимоги. Свердловини потрібно розміщувати так, щоб забезпечити заданий відбір газу за якомога більший проміжок часу при найменших витратах і рівномірне зниження тиску по всьому пласту. У протилежному випадку утворюються зони пониженого тиску, в результаті чого доведеться передчасно вводити в експлуатацію головну (дотискуючу) компресорну станцію.

Під рівномірною сіткою розуміють таку систему розміщення свердловин на площі газоносності, при якій в процесі розробки родовища тиск у будь-якій точці пласта зменшується приблизно на однакову величину і близький до середнього пластового тиску в покладі на відповідний момент часу. Геометрично рівномірне розміщення свердловин на площі газоносності відповідає вказаній умові тільки при достатній однорідності пласта за колекторсь-кими властивостями.

При змінних в часі дебітах газу в формулу (7.1) підставляється значення сумарного видобутку газу по і-й свердловині.

Виконання умови (7.1) приводить до геометрично нерівномірного розміщення свердловин на площі газоносності та в ряді випадків вимагає буріння невиправдано великої кількості свердловин на низькопроникних ділянках пласта, що може бути економічно невигідним.

Рівномірне розміщення свердловин рекомендується при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах газового режиму і значної однорідності продуктивного пласта за колекторськими властивостями. При інших рівних умовах воно забезпечує більш високі дебіти газових свердловин, ніж решта систем розміщення свердловин. Однак при рівномірному розміщенні свердловин збільшується довжина газозбірних мереж і промислових комунікацій.

Системи розміщення свердловин на площі газоносності у вигляді кільцевих і лінійних батарей використовують при розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску і застосовують на деяких підземних сховищах газу, а також на газових родовищах відповідної геометричної форми. Так, на Султангуловському газовому родовищі (Оренбурзька обл.), сильно витягнутому в плані, видобувні свердловини були розміщені у вигляді лінійного ряду.

При розміщенні свердловин у вигляді кільцевих батарей і лінійних рядів утворюються місцеві воронки депресії. В результаті швидше уводиться в експлуатацію дотискуюча компресорна станція і скорочується період використання природної пластової енергії для низькотемпературної сепарації газу. З іншого боку, при такій системі розміщення свердловин зменшується довжина газозбірних мереж і промислових комунікацій.

Розміщення свердловин в центральній (купольній) частині застосовують переважно на невеликих за розмірами і запасами газу родовищах, для розробки яких достатньо декількох свердловин. Розміщення їх в центрі структури є найбільш раціональним.

На практиці найбільш часто застосовується нерівномірне розміщення свердловин зі згущенням в найбільш продуктивній зоні, якою переважно є центральна частина родовища, і розрідженням сітки свердловин в периферійних зонах. Така система розміщення дає змогу зменшити кількість "сухих" свердловин в процесі розвідки і дослідно-промислової експлуатації родовища і забезпечує високі відбори газу з моменту введення родовища в експлуатацію. Надалі, в міру вивчення будови родовища, сітка свердловин в периферійній зоні може бути ущільнена.

Необхідно підкреслити, що на сітку розміщення свердловин впливають рельєф місцевості, населені пункти, сільськогосподарські угіддя, наявність доріг і водних басейнів. Тому строго рівномірного розміщення свердловин на площі газоносності практично не зустрічається. У зв'язку з можливістю реалізації різних систем розміщення свердловин на площі газоносності оптимальну систему слід вибирати на основі проведення га-зогідродинамічних і техніко-економічних розрахунків.

УкрНДІгазом рекомендується в першому наближенні вибирати кількість свердловин, виходячи із запасів газу, що припадають на одну свердловину: для великих родовищ за запасами газу — (1...2)х109 м3, для середніх родовищ — 0,9-10' м3, для дрібних родовищ — 0,2-109 м3.

  1.  На стадії проектування систем розробки виходимо з ідеалізованого варіанту: розрахункової схеми покладів в якій пласт вважають однорідним, а форми покладів – або простою геометричною фігурою (лінія, круг, кільце, сектор), або сумою таких простих фігур.

Проблема раціонального розташування свердловин – частина проблеми проектування раціональної системи розробки.

Розташування нафтових свердловин можливо вважати раціональним, якщо забезпечується мінімальна собівартість нафти і можливо висока нафтовіддача.

Щоб домогтися мінімальної собівартості потрібно прагнути до залучення можливо більш високого видобутку нафти при якомога менших витратах.

Отримаємо дві постановки задачі:

  1.  заданий середній рівень поточного видобутку нафти. Потрібно так розмістити свердловини, щоб отримати мінімальні витрати.
  2.  задані наявні матеріальні ресурси (загальні витрати, капітальні вкладення). Потрібно так розмістити свердловини, щоб отримувати максимальний видобуток нафти.

1. Задано середній за весь термін рівень поточного видобутку нафти. Запаси відомі, тим самим заданий термін розробки. Як відомо, витрати на розробку складаються з капітальних вкладень і поточних експлуатаційних витрат.

Частина капітальних вкладень на будівництво нафтових свердловин і на устаткування прямо пропорційно числу свердловин. Інша частина направляється на облаштованість, включаючи спорудження, призначені для збору і транспортування нафти залежить від розмірів території промислів, рельєфу місцевості, рівня видобутку, тобто не залежить від числа свердловин.

Отже, для даного покладу при заданому рівні видобутку можна в першому наближенні прийняти, що мінімальні витрати будуть отримані при мінімальному числі свердловин.

2. Задано капітальні вкладення. Задано число свердловин, тому що в даному випадку обсяг бурових і будівельних робіт відповідає заданим капітальним вкладенням.

У цих умовах (при заданих капітальних вкладеннях) інші поточні витрати без амортизації, що залежить від вкладень, будуть мінімальними при мінімальному терміну розробки покладу.

Питання в тому, на якій сітці потрібно зупинитися, в тому який термін розробки і яку кількість свердловин на площі треба вибрати – може бути вирішений лише шляхом аналізу показників розробки різних варіантів (з різним числом свердловин і з різними термінами або шляхом зіставлення отримуваного рівня видобутку з проектним завданням).

Єдино правильний і раціональний спосіб проектування систем розташування свердловин у реальних неоднорідних шарах – двохстадійне розбурювання.

На першій стадії бурять видобувні і нагнітальні свердловини по сітці, раціональній для цього режиму експлуатації в умовах однорідного покладу.

Ці свердловини повинні забезпечувати необхідний рівень видобутку на перші 10 – 15 років і включити в розробку основну часину покладу.

Сукупність цих свердловин називається основним фондом.

Потім буряться резервні свердловини, тому що вони буряться в допомогу основним свердловинам і тоді, коли з’ясовуються місця де вони необхідні.

Відстані між свердловинами:

  •  експлуатаційними – 150 ÷ 450 м;

від експлуатаційних до нагнітальних – 50 ÷ 500 м;

  •  між нагнітальними – 1000 ÷ 1500 м.

Установлення режимів роботи свердловини.

На підставі даних про пластовий тиск, тиск насичення, газовий фактор, встановлений вибійний тиск, призначається добір по свердловинах виходячи з загального рівня видобутку по покладу.

  1.  Під технологічним режимом експлуатації газових (газоконденсатних) свердловин розуміють підтримання на вибої (гирлі) заданих умов зміни в часі тиску (дебіту), які забезпечують безаварійну експлуатацію свердловин і дотримання правил охорони надр і довкілля. Іншими словами, технологічний режим характеризує ті обмеження, які накладаються на відбір газу зі свердловин.

Технологічний режим експлуатації свердловин залежить від типу і режиму розробки газового покладу, початкового пластового тиску, пластової температури, фізико-хімічних властивостей газу, фізико-літологічної характеристики продуктивних пластів, конструкції свердловин, умов підготовки і подачі газу споживачеві. Він встановлюється за результатами дослідження свердловин методом стаціонарних режимів фільтрації з врахуванням геолого-промислової характеристики покладу і умов збору, підготовки і транспорту газу. В процесі експлуатації свердловин технологічний режим регулюється штуцерами, які встановлюються для кожної свердловини на гирлі або на вході в УКПГ, і протитиском газу в системі газо-збору.

В практиці розробки родовищ природних газів відомі такі технологічні режими експлуатації свердловин.

  1.  В початковий період розробки газових і газоконденсатних родовищ, коли кількість пробурених свердловин перевищує потрібну їх кількість або відбір газу зі свердловин обмежується тільки пропускною здатністю колони ліфтових труб, застосовують режим постійного (заданого в часі) дебіту q = q (t) = const. Даний режим експлуатації свердловин є тимчасовим, оскільки підтримання постійного дебіту супроводжується зростанням депресії на пласт. Коли вона досягає критичного значення для стійкості порід у привибійній зоні, переходять на інший режим експлуатації (постійного градієнта тиску на стінці свердловини чи максимально допустимої депресії на пласт).

Далі дебіт свердловини і вибійний тиск змінюють таким чином, щоб виконувалася умова (7.2).

При фільтрації газу за законом Дарсі умова (7.2) відповідає підтриманню постійної максимально допустимої швидкості фільтрації газу на стінці свердловини.

3. У зв'язку з невизначеністю параметрівщо пов'язано з відсутністю достовірної
інформації про ступінь і характер досконалості свердловини, і складністю підтримання в
промислових умовах постійного градієнта тиску на стінці свердловини, на практиці в пух-
ких   колекторах   поширений   режим   максимально  допустимої  депресії  на   пласт

 середній пластовий тиск в зоні дренування

свердловини в момент часу 1.

Режим граничної допустимої депресії на пласт застосовують також при експлуатації газових свердловин в пластах з підошовною водою.

  1.  При розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску вище тиску початку конденсації вуглеводневої суміші рекомендується з метою зменшення пластових втрат конденсату і одержання високих дебітів газоконденсатної суміші експлуатувати видобувні свердловини на режимі постійного вибійного тискуВеличина вибійного тиску вибирається рівною або більшою від тиску початку конденсації, а при пологих ізотермах пластових втрат конденсату можливе деяке зменшення вибійного тиску нижче тиску початку конденсації.
  2.  На заключній стадії розробки газових родовищ для забезпечення необхідних умов роботи установок низькотемпературної сепарації газу, дального транспорту газу по магістральному газопроводу при відсутності дотискуючої компресорної станції чи затримки ЇЇ будівництва і при безштуцерній експлуатації свердловин у випадку подачі газу місцевим споживачам застосовують режим заданого тиску на гирлі свердловини
  3.  При наявності в газі компонентів, які викликають корозію обладнання стовбура і гирла свердловини (С02, Н25, кислоти жирного ряду), відбір газу обмежують максимально допустимою швидкістю руху газу у верхньому поперечному перерізі колони ліфтових труб, при якій лінійна швидкість корозії має допустиме значенняЗгідно з результатами лабораторних і промислових досліджень, при швидкості газового потоку менше 11 м/с лінійна швидкість корозії, обумовлена присутністю в газі С02, не перевищує 0,1 мм/рік, а у випадку застосування інгібіторів корозії не відбувається зриву захисної плівки інгібітора з внутрішньої поверхні труб.
  4.  Для продовження періоду стабільної роботи газових свердловин в умовах обводнення і ретроградної конденсації вуглеводневої суміші за рахунок використання природної енергії пластового газу необхідно забезпечити повний і безперервний винос на поверхню всієї рідини, яка надходить з пласта і випадає з газу в стовбурі (вода і вуглеводневий конденсат), при мінімальних втратах тиску в колоні ліфтових труб.

Для цього рекомендується експлуатувати свердловини при дебітах, які не нижче мінімально необхідних для виносу рідини з вибою:

 (7.3)

Величиназнаходиться за відповідними формулами залежно від конструкції ліфта і геолого-промислової характеристики свердловини.

Умову (7.3) можна також застосовувати при експлуатації газових свердловин в пухких колекторах для виносу з вибою на поверхню твердих частинок заданого діаметра й густини.

8. При експлуатації газових свердловин в районах багаторічномерзлих порід з низькими пластовими температурами можливе гідратоутворення у привибійній зоні пласта внаслідок ефекту дроселювання газу, а також у стовбурі свердловини за рахунок теплообміну газу знавколишніми породами при малих дебітах і ефекту Джоуля-Томсона при великих дебітах
газу. З метою попередження гідратоутворення рекомендується обмежувати депресію на пласт величиною безгідратної депресії, при якій температура на вибої свердловини не зменшується до рівноважної температури гідратоутворення, а дебіт газу вибирати в діапазоні
безгідратних дебітів, при яких гідрати в стовбурі свердловини не утворюються.

9. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками технологічні режими експлуатації видобувних газових і нафтових свердловин необхідно вибирати такими, щоб забезпечити динамічну рівновагу газонафтового контакту, наприклад, проводити
ступінчасту зміну дебітів нафти або газу чи обох одночасно, підтримуючи їх постійними протягом певних інтервалів часу, за які межа розділу газ-нафта досягає заданих крайніх верхнього і нижнього положень.

10. У випадку неоднорідних колекторів при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах газового режиму з метою максимізації коефіцієнтів газо- і конденсатовіддачі необхідно мінімізувати непродуктивні втрати тиску. Це досягається розподілом заданого
відбору вуглеводневої суміші між окремими свердловинами і регулюванням їх дебітів в процесі розробки родовища.

До інших факторів, які обмежують дебіти свердловин, відносяться вібрація наземного обладнання при високих дебітах, що може призвести до руйнування арматури від утоми, різний ступінь стійкості до руйнування пластів у випадку багатопластових покладів та ін.

Технологічний режим роботи свердловини, встановлений з врахуванням того чи іншого визначального фактору чи групи факторів, змінюється в процесі розробки родовища. Зміна технологічного режиму зумовлюється зміною того фактору, за яким був встановлений даний режим, або виникненням і впливом нових факторів на даному етапі розробки, які з так званих пасивних переходять в активні.

На вибір технологічного режиму можна активно впливати застосуванням методів інтенсифікації роботи газових свердловин. До них належать кріплення порід у привибійній зоні пласта піщано-цементною сумішшю, смолами, пластмасами і обладнання вибою свердловин фільтрами в нестійких колекторах, установка цементних мостів і штучних екранів при наявності підошовної води, кислотні обробки та ін. з метою збільшення проникності порід і залучення до дренування всього продуктивного розрізу, застосування інгібіторів корозії, гідратоутворення, солевідкладення і методів інтенсифікації виносу рідини з газових свердловин при наявності ускладнень в їх роботі та ін.

Етапи проектування розробки родовищ природних газів. Залежно від підготовленості родовища до розробки і ступеня його виснаження розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ), промислової розробки і дорозробки. Відповідно до названих періодів виділяють три етапи в проектуванні розробки родовищ природних газів: складання проектів ДПЕ, промислової розробки і дорозробки. Вказані проектні документи складаються науково-дослідними організаціями і затверджуються Міністерством або органом, який його замінює.

Лекція № 4.

Фізико-хімічні властивості багатокомпонентних сумішей.

  1.  Основні фізичні параметри  природного газу, склад.
  2.  Гідратоутворення.
  3.   Нафта – фізико-хімічні властивості.
  4.  Рівняння стану реальних газів.

Класифікація газових родовищ по хімічному складу і запасам газу.

Класифікація газових і газоконденсатних родовищ за запасами газу:

до 3 млрд. м3 – малі;

від 3 до 10 млрд. м3 – середні;

вище 10 млрд. м3 – великі.

Класифікація газоконденсатних родовищ за вмістом стабільного конденсату: 1-а група – незначний вміст стабільного конденсату до 10 см33; 2-а група – малий вміст його 10-150 см33; 3-а група – середній вміст 150-300 см33; 4-а група – високий вміст 300-600 см33; 5-а група дуже високий вміст понад 600 см33.

Характеристика природних газів родовищ України.

Родовище

Склад газу (за об'ємом), %

Відносна щільність за повітрям (при 200С)

Питоме тепло згорання (при 200С), кДж/м3

Метан СН4

Етан С2Н4

Пропан С3Н4

Бутан С4Н10

Пентан С5Н12+ вищі

СО2

Азот N2+ рідкі

Сірко-вуглець Н2S

Шебелинське

92,2

4,1

1,00

0,36

0,33

0,1

2,0

Нема

0,607

34200

Єфремівське

93,2

3,9

0,81

0,28

0,18

0,2

1,4

Нема

0,597

34750

Кегичівське

93,2

3,3

1,40

0,25

0,18

0,6

1,3

Нема

0,605

33750

Солохівське

86,5

0,16

0,11

0,05

0,11

0,06

13,0

Нема

0,614

29300

Машівське

92,7

3,7

0,64

0,27

0,22

0,4

2,0

Нема

0,599

34400

Пролетарське

86,2

5,3

2,40

2,00

1,55

0,6

1,5

Нема

0,676

38550

Джанкійське

96,0

0,5

0,20

0,04

-

0,2

3,0

Нема

0,574

32550

Вергунське

84,0

3,4

1,00

0,36

0,29

1,3

9,0

Нема

0,642

31950

Природній газ – це суміш різних, головним чином, вуглеводневих газів земної кори. До останніх входить метан – СН4, етан – С2Н6, пропан – С3Н8, ізобутан – і-С4Н10, нормальний бутан – н-С4Н10 та пари рідких вуглеводнів – пентану, гексану і рідко інших. Головною складовою частиною вуглеводневих газів є метан, вміст якого здебільшого перевищує 85-90%. Домішками до вуглеводневих газів можуть бути азот, водень, сірководень, вуглекислий газ та інертні гази (гелій, аргон та ін.). Азот та вуглекислий газ майже завжди присутні в кількостях переважно до 3-5%, але у рідких випадках вміст кожного з них може перевищувати 20-30%. Сірководень присутній у газах не завжди, вміст його переважно становить до 5%, але в окремих випадках може досягати 26%. Водень у газах зустрічається у кількості до 3%. Вміст інертних газів іноді досягає 1-2,5% в основному за рахунок гелію.

Фізичні властивості газів, що входять в горючий газ.

Газ

Густина відносно густини повітря

Молекулярна маса

Маса 1 м3 при тиску 101 кПа, температурі 273 К, кг

Критична темпера-тура, К

Критич-ний тиск, МПа

Темпера-тура кипіння, 0С

Вища температура згорання, кДж/м3

Метан

0,555

16

0,7166

190,4

4,62

-161,5

39733

Етан

1,049

30

1,3561

305,2

4,88

-88,3

65419

Пропан

1,554

44

2,0193

369,9

4,25

-42,2

99306

Ізобутан

2,085

58

2,6720

407,0

3,65

-11,7

128443

н-Бутан

2,085

58

2,6720

426,0

3,80

-0,5

128443

і-Пентан

-

72

-

460,0

3,38

27,8

-

н-Пентан

-

72

-

470,0

3,37

36,0

-

Слід звернути увагу, що метан майже в два рази легший за повітря. Тому його суміші з іншими газами теж легші за повітря. Критична температура метану   –82,5 ºС, тобто в земній корі він і його суміші не можуть перебувати у зрідженому (скрапленому) стані.

Теплотворна здатність природних горючих газів залежить від компонентного складу і коливається переважно в межах 33000 – 44000 кДж.

Розчинність газів у нафті та воді залежить від температури, тиску, властивостей розчинника та складу газу. В нафті у пластових умовах залягання вона може досягати 300-500 м33 і навіть вище, але переважно становить 40 – 150м33. В пластових водах переважно розчинено до 2 – 3 м33 газів. Гази самі можуть стати розчинниками рідких вуглеводнів (нафти). Це відбувається при великому об’ємі газової фази, що значно перевищує об’єм рідкої фази. При підвищенні тиску рідина може перейти в пароподібний стан, тобто розчинність у газі (обернене випаровування). При зниженні тиску буде мати місце конденсація (обернена конденсація). Суміші, в яких рідкі вуглеводні (нафта) знаходяться в пароподібному стані в газах, називаються газоконденсатними.

Конденсатність газів коливається в широких межах від 0 до 600 – 800 см33 і зрідка вище. До конденсатних відносять гази, вміст конденсату в яких становить понад 50 см33.

  1.  Гідратоутворення – це властивість газів при певних температурах і тисках утворювати разом з водою кристалогідрати. Гідрати газів – кристалічна речовина у вигляді снігу або льоду. Це тверді розчини, де розчинник – вода, молекули якої створюють об’ємний каркас (решітку), а молекули газів (розчинна речовина) заповнюють пустотний простір цього каркасу. Гідратоутворювачами з вуглеводнів є СН4, С2Н6, С3Н8, і-С4Н10. Газові гідрати утворюються при низьких температурах (до 10 – 15 ºС). Вони бувають природні і техногенні. Природні газові гідрати трапляються в осадових породах і осадах на дні океанів у районах, де низькі температури, а техногенні виникають при експлуатації свердловин і транспортуванні газу.

У загальному випадку для утворення гідратів потрібно, щоб парціальний тиск парів води над гідратом був вищий від парів у складі гідрату.

На процес гідратоутворення впливають склад газу, фазовий стан і склад води, температура і тиск. На рис.20.5 показані рівноважні криві гідратоутворення для газів різної густини в діапазоні тисків і температур, які зустрічаються на практиці. Область існування гідратів на цьому графіку розміщується лівіше і вище кривих. З підвищенням тиску і густини газу зростає температура утворення гідратів.

. Навіть незначна присутність в газі більш важких вуглеводневих компонентів (етан, пропан, ізобутан) підвищує температуру гідратоутворення. Всі інші вуглеводні, включаючи нормальний бутан і вище, діють негативно на процес гідратоутворення. Чим більше в газі сірководню і вуглекислоти, тим вища рівноважна температура гідратоутворення. Тому очищення газу від Н28 і С02 має практичне значення як з точки зору боротьби з корозією газо-промислового обладнання, так і з утворенням гідратів. Природні гази, в складі яких знаходиться азот, мають більш низьку температуру гідратоутворення, а при об'ємному вмісті азоту понад 50% гідрати не утворюються. Аналогічно впливають водень і аргон.

Процес формування гідратів завжди проходить на поверхні розділу газ-вода (вільного контакту води і газу або скрапленого газу; краплинно-плівкової води, що конденсувалася в об'ємі газу; газових пухирців, що виділяються в об'ємі води; крапель диспергованого зрідженого газу, що випаровується в об'ємі вільного газу; контакту вода-метан, на якому відбувається адсорбція молекул газу, розчиненого у воді) за умови повного насичення газу водою. Швидкість нагромадження гідрату зростає зі збільшенням кількості розчиненого у воді газу, тиску, ступеня переохолодження води і турбулентності газорідинного потоку. Зі зростанням мінералізації води зменшується рівноважна температура утворення гідратів. Згідно з експериментальними даними різних авторів, збільшення масової концентрації солі №С1 на 1 % (в межах 0-20 %) призводить до зниження рівноважної температури гідратоутворення на 0,5-0,6 °С. В області мінусових температур при підвищенні тиску гідрати утворюються з води в твердому стані (льоду) і газу, а при високих тисках і температурах - з рідкої води і газу-гідратоутворювача в рідкому стані. При цьому в області мінусових температур перегрупування решітки льоду в решітку гідрату відбувається за схемою: лід-рідка вода-гідрат, а розкладання гідрату - в послідовності: гідрат-рідка вода-лід.

За певних термодинамічних умов в земній корі газ з'єднується з водою і переходить у твердий гідратний стан з утворенням газогідратних покладів (ГГП). ГГП виявлені в осадкових відкладах материків і в придонних осадках морів та океанів. Залежно від стадії формування об'ємів газу і води газ в ГГП може частково або повністю перебувати в гідратному стані. Знизу ГГП можуть контактувати з газовим, газоконденсатним чи нафтовим покладом; зверху - з газовим покладом, газонепроникними пластами, а в акваторії океану - з водою. Глибина поширення ГГП досягає 800-2500 м, а товщина зони ІТИ в придонних осадках океанів - декількох сотень метрів. Запаси газу в ГГП орієнтовно становлять близько 100-1012 м3 на материках і 1,5-106 м3 — в акваторії океану.

Методи попередження і ліквідації гідратних пробок. Залежно від тиску, температури, складу газу і води газові гідрати можуть утворюватися на різних ділянках технологічної схеми руху газу з пласта до споживача: у привибійній зоні пласта, в стовбурі свердловин, у викидних лініях, на УКПГ і в магістральному газопроводі. Для проектування заходів боротьби з гідратами необхідно знати умови і зони гідратоутворення. Умови утворення газових гідратів визначають такими методами [8]: з рівноважних кривих гідратоутворення природних газів різної густини; за емпіричними формулами для газів різного складу; за константами рівноваги; графоаналітичним методом за рівнянням Баррера-Стюарта; експериментально на установках. Найбільш простим є перший метод, найточнішим — останній.

Для встановлення інтервалу зони гідратоутворення в зупиненій або працюючій свердловинах необхідно мати фактичні криві зміни тиску і температури по стовбуру свердловини, їх одержують шляхом проведення глибинних замірів тиску і температури або розраховують з використанням залежностей (див. 18.4 і 18.5). Для кожного значення тиску знаходять одним з методів рівноважну температуру гідратоутворення. Нижній межі гідратоутворення відповідає точка перетину фактичної температурної кривої і кривої рівноважної температури гідратоутворення. Аналогічним чином визначають місце утворення гідратів у системі збору і підготовки газу . Для визначення місця утворення гідратів у магістральному газопроводі, в який надходить осушений (недонасичений вологою) газ після його підготовки на УКПГ, необхідно додатково знати точку роси осушеного газу на виході з УКПГ і мати залежність вологовмісту газу від тиску і температури (криву зміни по довжині газопроводу точки роси). Якщо точка роси розміщується нижче рівноважної кривої гідратоутворення і нижче кривої зміни температури в газопроводі, то гідрати не утворюються. Якщо точка роси лежить вище кривої гідратоутворення, то гідрати утворюються в точці перетину фактичної температурної кривої і кривої рівноважної температури гідратоутворення. За умови, коли точка роси лежить нижче рівноважної кривої гідратоутворення, але вище мінімальної температури в газопроводі, гідрати утворюються в точці перетину кривої вологовмісту газу (точки роси) з фактичною температурною кривою.

На практиці застосовують такі методи боротьби з гідратами.

1. Підтримання тиску газового потоку нижче тиску гідратоутворення при заданій температурі.

2. Підтримання температури газового потоку вище температури гідратоутворення.

  1.  Осушка газу від вологи на УКПГ до точки роси по воді нижче мінімальної температури по шляху руху газу до споживача.
  2.  Введення в газоводяний потік інгібіторів гідратоутворення — спиртів та електролітів.

3.Нафта – це суміш різних вуглеводневих і невуглеводневих (гетероатомних сполук). У нафті присутні три класи (ряди) вуглеводнів: парафінові (метанові), нафтенові та ароматичні. Співвідношення цих класів сполук у нафті може бути різне.

Парафінові вуглеводні (метанові, алкани) мають загальну формулу СnH2n+2, де n – кількість атомів вуглецю. Чотири перших представники цього ряду (метан, етан, пропан і бутан) в нормальних умовах це гази. Вуглеводні, які мають від 5 до 15 атомів вуглецю, є рідинами; більш високомолекулярні є твердими тілами. Алкани можуть мати нормальну будову у вигляді нерозгалуженого ланцюжка, або ізометричну будову – у вигляді розгалуженого ланцюжка.

Нафтенові вуглеводні (поліметиленові, циклопарафіни, циклани) мають циклічну будову. Прості моноциклічні сполуки мають загальну формулу СnH2n. В нафті зустрічаються переважно вуглеводні з п’яти- і шестичленною структурою. Більшість нафтенових вуглеводнів є рідинами, лише високомолекулярні вуглеводні є твердими тілами.

Ароматичні вуглеводні (бензольні, арени) мають одне або більше бензольних кілець. До цих кілець можуть бути приєднані (із заміщенням атомів водню) інші радикали. Загальна формула цих вуглеводнів СnH2n, де х ≥ 6.

Для всіх вуглеводнів характерне зростання температури кипіння з ростом молекулярної маси.

Сірка в нафті може зустрічатись в малих кількостях у вільному стані, у вигляді сірководню, розчиненого в нафті і в органічних сполуках. Вміст сполук сірки в 10 – 12 разів перевищує загальний вміст самої сірки.

В цілому сполуки сірки вважаються шкідливими домішками, які знижують якість продуктів переробки, викликають корозію обладнання і спричиняють отруєння повітряного басейну.

Кисень у нафті утворює кілька груп сполук: нафтові кислоти, феноли і кетони. Найбільш поширені нафтенові кислоти, які є похідними нафтенових вуглеводнів, де один атом водню заміщений на карбоксильну групу СООН.

Азотні сполуки найменш вивчені порівняно з іншими сполуками нафти. Серед них виділяють нейтральні (аміни, піридини, хіноліни) та основні (індоли, окремі піроли, карбазоли). Серед азотних сполук є група порфіринів, які вважаються продуктами перетворення хлорофілу рослин та гемоглобіну крові. Їх присутність в нафті вважають доказом біогенного походження нафти.

Смоли та асфальтени є найбільш складними сполуками нафти, де вуглеводневі радикали пов’язані між собою, а також з сіркою, киснем і азотом. Вміст смолисто-асфальтенових речовин у нафті коливається від 1 – 2 до 60 – 70%. Смоли мають напіврідку консистенцію. Асфальтени є порошкоподібними речовинами і нерозривні в легких вуглеводнях. Смол в нафті завжди більше, ніж асфальтенів. Використовуються для одержання бітумів.

Газові конденсати мають склад, аналогічний складу нафти, тільки в них відсутні асфальтени і мало смол.

Фізичні властивості нафти. Нафта – масляниста речовина від рідкої до густої смолеподібної консистенції.

Густина нафти – це її маса в одиниці об’єму. Зручно виражати густину нафти через безрозмірну величину, тобто через відношення густини нафти до густини води при температурі 4 ºС. Густину нафти та нафтопродуктів визначають при стандартній температурі (20 ºС).

Густина нафти залежить від вмісту смолисто-асфальтенових сполук, фракційного складу нафти, молекулярної маси вуглеводнів та будови молекул, що становлять основну частину нафти. В пластах внаслідок розчинення газу та підвищеної температури, густина нафти на 5 – 30% менша за її густину в стандартних умовах. Найбільший вплив на густину мають смолисто-асфальтенові сполуки, які ведуть до зростання густини нафти. Наявність низькокипячих сполук має зворотну дію і веде до зниження густини нафти.

Абсолютна більшість нафт в стандартних умовах має густину в межах 0,76 – 0,99 (760 – 990 кг/м3).

В’язкість нафти в поверхневих умовах коливається в дуже широких межах від 1 – 2 мПа×с до кількох сот, в пластових умовах – від десятих часток до сотень міліпаскалів на секунду. В’язкість нафти залежить від її хімічного складу, температури, тиску та кількості розчиненого газу.

Поверхневий натяг характеризує рідини тільки на межі фаз. Він впливає на розподіл нафти, газу і води в поровому просторі порід. На межі нафти з повітрям він становить 17 – 35, а на межі з водою 15 – 27 мН/м. Порівняно з водою нафта має менший поверхневий натяг в 2 – 3 рази.

Молекулярна маса нафти коливається в межах 200 – 300 і лише іноді може перевищувати 600. Нафта характеризується температурою початку кипіння, яка здебільшого становить 60 – 120 ºС, і продовжує кипіти при нагріванні до 300 ºС і вище. Температура застигання нафти коливається від – 40 до 20 – 40 ºС. Загущення нафти може відбуватися внаслідок випаровування легких фракцій. Теплотворна здатність нафти – 41 000 – 46 000 кДж.

Нафта є оптично активною, тобто здатна повертати площину поляризації світла здебільшого на 1 – 2º. Під дією ультрафіолетового проміння вона світиться в голубих, жовто-бурих і бурих тонах з різною інтенсивністю. На основі їх люмінесценції існують методи виявлення нафти і бітумів в гірських породах.

Теплотворна здатність визначається тією кількістю теплоти, яка виділяється при спалюванні одиниці маси або об'єму речовини.

Вя́зкость  - одне з явищ перенесення, властивість текучих тіл (рідин і газів) чинити опір переміщенню однієї їх частини відносно іншої.

Поверхневий натяг - це сила, діюча на одиницю довжини лінії, яка обмежує поверхню рідини[1].

Молекуля́рна ма́са (менш правильний термін: молекулярна вага) - маса молекули, виражена в атомних одиницях маси.

Нафта і природний газ є діелектриками. Діелектрик (изолятор) — материал, пагано проводящий або зовсім не проводящий электричний струм.

Нафта добре розчиняється у всіх органічних розчинниках і сама є органічним розчинником. Вона легко розчиняє в собі вуглеводневі гази, погано розчиняється у воді і погано розчиняє воду. При підвищенні температури розчинність її у воді збільшується, а при температурі понад 200 ºС різко зростає. В цілому розчинність рідких вуглеводнів у пластових водах коливається від декількох грамів до 1 – 2 кг в 1 м3 води. Зростання мінералізації води зменшує розчинність вуглеводнів.

4 Гази, що видобуваються з чисто газових родовищ, складаються майже з одного метану, у них відсутні важкі фракції, здатні перейти в рідкий етан при нормальних умовах, і тому їх називають сухими.

       У газах з газоконденсатних, родовищ містяться і більш важкі компоненти, які при нормальному тиску переходять у рідину, яку називають газовим конденсатом.   

Нафтові гази нафтових родовищ містять значно менше метану і велику частку пропан-бутанової фракції, яка при нормальній температурі і тиску вище 0,9 МПа знаходиться в рідкому стані і використовується як скраплений газ.

Серед вуглеводневих компонентів природних газів особливе місце займають вуглекислий газ і. сірководень, що відноситься до корозійних і токсичних речовин. Вміст їх; у газах- не перевищує декількох відсотків, однак зустрічаються гази, в яких кількість сірководню і вуглекислого газу перевищує 50%. Видобування І перероблення таких газів вимагає застосування спеціальної технології і корозійностійкого обладнання.                                                  Для опису поведінки газів зі зміною тиску і температури використовують газові закони. Так як у природних газах взаємодія молекул, особливо за високих тисків впливає на стан газів (тобто вони поводять себе яж реальні), то для їх опису найчастіше використовують рівняння етану Клапейрона-Менделєєва, до якого вводиться поправка, яка враховує відхилення реальних газів від ідеальних і називається коефіцієнтом, стисливості (надстисливості) газу.

           Пластовий тиск і температура. Нафта і газ, заповнюючи пустота продуктивного пласта, що залягає на великих глибинах у земній корі, знаходяться під дією пластових тисків і температур.

     Під пластовим розуміють тиск, при якому нафта, газ, вода знаходяться в пустотах колектора в природних умовах за лягання. Природа і значна цього тиску в першу чергу зумовлені тим, що продуктивна частина пласта зв'язана чи була зв'язана раніше з денною поверхнею, через яку відбувалося живлення, пласта водою. Різниця рівнів, часто значна, між зоною живлення на поверхні і' глибиною залягання продуктивної частини пласта і визначила наявність у  поротому просторі надлишкового тиску, названого пластовим.              Початковий пластовий тиск, вимірюваний до початку розробки покладу, крім глибини залягання пласта належить від процесу формування покладу, наявності гідродинамічного зв'язку з іншими водо-насиченими: пластами,

      Пластовий тиск рт можна виразите через висоту стовпа рідини А, що врівноважує його, у вигляді формули

Рплgh                                                     (2.11)

де: р - густина рідини; g - прискорення вільного падіння.

      Порівнюючи гідростатичний напір h з глибиною залягання пласта, судять про значиму пластового тиску. Якщо гідростатичний напір, зумовлений початковим пластовим тиском, становить (0,8-1,2)Н, то його вважають нормальним. У іншому випадку говорять про аномально високий і аномально низький, пластовий тиск.

      У зв'язку з наявністю потоку тепла від центра. Землі до поверхні температура пластів зростає з глибиною. Величина, на яку зростає температура зі збільшенням глибини, називається геотермічним градієнтом. Для більшості, районів, країни вона в середньому складає 30K на 100 м, але може змінюватися від 1 до 120 К на 100м.

      Пластовий тиск і температура несуть інформацію про енергетичний стан покладу. Від їх значин залежать більшість фізичних характеристик порід і насичуючих рідин і газів, а також фізичний стан вуглеводнів у покладі. Пластовий тиск і температуру визначають, як правило, безпосереднім вимірюванням, у свердловинах з допомогою глибинних манометрів і термометрів. Лише у виняткових випадках допускаються розрахункові методи їх визначення.

 

 Лекція 5.

Режими нафтових і газових родовищ.

  1.  Режими нафтових покладів
  2.   Режими родовищ природних газів
  3.  Метод матеріального балансу для визначення запасу газу і конденсату.

  1.  Характер прояву пластової енергії, яка рухає нафту у пласті до вибоїв свердловин і залежить від природних умов та заходів впливу на пласт, називають режимом покладу.

Режими роботи нафтових і газових покладів. Приплив рідини і газу із пласта у свердловини відбувається під дією сил, природа яких зумовлена видом пластової енергії. Джерелом енергії, що рухає нафту в пласті, можуть бути: а) напір крайових чи підошовних вод; 6) пружність порід і рідин; в) напір газу, стиснутого в Лазовій шапці; г) енергія газу, розчиненого в нафті і воді і газу, що виділився при зниженні тиску; д) гравітаційна енергія.

     Залежно від того, який вид енергії є основним при експлуатації нафтового покладу, розрізняють такі режими роботи покладу:

    водонапірний, при якому нафта витісняється із пласта крайовими чи підошовними водами, напір яких зумовлений добрим гідродинамічним зв'язком покладу з контуром живлення, де відбувається поповнення пласта водою з поверхні;

   пружний, при якому нафта витісняється "з пласта за рахунок розширення рідин (нафти і води) і скелета пористого середовища при зниженні тиску;

    газонапірний (режим газової шапки), при якому витіснення нафти відбувається газом, який знаходиться у верхній частині покладу в результаті його розширення при зниженні тиску;

      розчиненого газу, який проявляється при зниженні тиску нижче тиску насичення, коли газ, що виділився з розчину, розширюється при подальшому зниженні тиску і витісняє нафту з пористого середовища;

    гравітаційний, котрий можливий при виснаженні інших видів енергії, при ньому нафта не витісняється з пористого середовища, а стікає на вибій свердловини під дією сил гравітації.

       Можливі також змішані режими при одночасному прояві декількох видів енергії, і перехід покладу з одного режиму роботи, на інший в міру виснаження пластової енергії чи штучного її поповнення.

       У сучасній практиці нафтовидобування для підвищення нафтовіддачі пластів, велике значення має розробка покладів з активним впливом, на пласт шляхом запомповуванням з поверхні води з різноманітними додатками вуглеводневих і невуглеводневих газів і деяких, інших агентів. Тому при характеристиці режим у роботи покладу також враховують і механізм підвищення нафтовіддачі пластів.

За домінуванням тієї або іншої пластової енергії виділяють п'ять основних режимів роботи нафтових покладів:

активний водонапірний режим; пружноводонапірний режим; газонапірний, або режим газової шапки; режим розчиненого газу; гравітаційний режим.

Слід зауважити, що перші три режими є режимами витиснення, а останні два - режимами виснаження.

Водонапірний режим. Головним джерелом пластової енергії є напір законтурних або підошовних пластових вод, який забезпечує рух нафти в пластах до вибоїв видобувних свердловин. Водонапірний режим проявляється у покладах з високими фільтраційними властивостями (висока проникність колекторів, низька в'язкість нафти, однорідність пластів) та надійним гідродинамічним зв'язком нафтової частини покладу з водонапірною системою.

Нафтові родовища, які мають активний водонапірний режим, розробляються найбільш ефективно. При цьому досягається висока нафтовіддача та найбільш високі економічні показники.

На родовищах України водонапірний режим наявний на родовищах Дніпровсько-До-нецької западини, особливо в її північно-західній частині.

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів на водонапірному режимі, за літературними даними, може досягати 0,6 - 0,8.

Пружноводонапірний режим формується у покладах, які характеризуються недостатнім гідродинамічним зв'язком нафтоносної частини із законтурною водоносною областю. Головним джерелом пластової енергії служать пружні сили води, нафти, породи, які стиснуті у земних надрах, та напір законтурних або підошовних вод.

Пружноводонапірний режим характерний для покладів порівняно значних розмірів, що оточені досить великими водонапірними системами при значних відстанях до контуру живлення. Важливу роль у його проявах відіграють значна неоднорідність та низькі колек-торські властивості пласта, підвищена в'язкість нафти.

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів в умовах пружноводонапірного режиму може досягати значень 0,4 - 0,7 і залежить від різниці між пластовим тиском та тиском насичення.

Газонапірний режим (режим газової шапки). Головними джерелами пластової енергії у даному випадку є напір газу газової шапки та пружність газу, розчиненого у нафті. Він характерний для нафтових покладів з відносно великою газовою шапкою або для газових покладів з нафтовою облямівкою.

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів при газонапірному режимі (при великих об'ємах нагнітання газу) становить 0,1 - 0,4.

Режим розчиненого газу розвивається при зниженні пластового тиску нижче тиску насичення і в першу чергу у замкнутих покладах (літологічно запечатаних, тектонічно екранованих) Цей режим проявляється також у випадках погіршених колекторських властивостей продуктивної товщі в приконтурних зонах після зниження пластового тиску нижче тиску насичення у будь-яких покладах, а також у випадку відсутності гідродинамічного зв'язку нафтової частини з водоносною областю. Головним джерелом пластової енергії є газ, який виділяється із нафти.

Розробка нафтових родовищ на режимі розчиненого газу малоефективна з огляду низької нафтовіддачі. Коефіцієнт нафтовіддачі при цьому режимі становить від 0,05 до 0,3, а на родовищах Передкарпаття - 0,1 - 0,16.

Гравітаційний режим. Після зниження пластового тиску до незначних величин (частки, рідко одиниці мегапаскаль) та виділення з нафти газу в пласті починають проявлятись гравітаційні сили, під дією яких нафта переміщується в напрямку понижених частин пласта і до вибоїв свердловин. Тоді у покладах проявляються сили гравітації та починає розвиватися гравітаційний режим. При цьому режимі нафта під дією сили тяжіння рухається в пласті до вибоїв свердловин.

Коефіцієнт нафтовіддачі на цьому режимі незначний і не перевищує 0,1—0,15.

  1.   Режими родовищ природних газів

Родовища природних газів можуть розроблятися на режимах виснаження пластової енергії (природних режимах) або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачування в продуктивні пласти газу, води, пари, розчинів різних речовин і вуглеводневих розчинників (штучних режимах).

При розробці родовищ на виснаження, без уведення в пласт з поверхні додаткової енергії, трапляються два режими: газовий і водонапірний.

При газовому режимі приплив газу до вибою свердловини відбувається під дією енергії тиску самого газу. Газовий режим характеризується тим, що при відборі газу з родовища початковий контур газоносності залишається нерухомим або наявне незначне проникнення в газонасичену частину пласта крайової чи підошовної води, яке не чинить помітного впливу на процес розробки. У міру зниження пластового тиску газонасичений поровий об'єм може зменшуватися у випадку колекторів, що деформуються, і в результаті випадіння у пласті вуглеводневого конденсату, збільшуватися внаслідок випаровування зв'язаної води, усадки залишкової нафти і розкладання гідратів в газогідратних родовищах або залишатися постійним. Газовий режим переважно спостерігається в екранованих (замкнутих) пластах, а також при розробці родовищ природних газів, приурочених до водонапірного басейну обмежених розмірів або з погіршеними колекторськими властивостями пластів (проявом граничного градієнта тиску) в зоні газоводяного контакту.

Більшість родовищ газу розробляється в умовах водонапірного режиму. При водонапірному режимі газ припливає до вибою свердловин як за рахунок пружної енергії стиснутого газу, так і за рахунок напору крайової або підошовної води. Надходження в родовище пластової води супроводжується переміщенням газоводяного контакту, що приводить до зменшення газонасиченого порового об'єму і скорочення площі газоносності. Залежно від геологічної будови родовища і умов відбору газу активність прояву водонапірного режиму може бути різною. При повній компенсації відбору газу припливом законтурної води пластовий тиск в процесі розробки родовища залишається постійним і видобуток газу з пористого середовища проходить виключно за рахунок напору пластової води. Цю різновидність водонапірного режиму називають жорстководонапірним режимом. У переважній більшості випадків розробка родовищ, приурочених до пластових водонапірних систем, відбувається при спадаючому пластовому тиску, в умовах прояву пружних властивостей пористого середовища і насичуючих його води і газу. Сили пружності колектора і води відіграють неістотну роль порівняно з іншими джерелами пластової енергії. Тому, виходячи з прийнятої класифікації режимів по головному (переважаючому) виду енергії, режим розробки газових родовищ при спадаючому тиску слід визначати як водонапірний замість терміну пружноводонапірний, який часто застосовується.

Переважно в початковий період розробки газового родовища, приуроченого до пластової водонапірної системи, тиск падає як при газовому режимі. Тривалість даного періоду збільшується з ростом розмірів родовища (площі газоносності), темпу відбору газу і зменшенням проникності продуктивнх відкладів, особливо в законтурній частині родовища. Сповільнення надходження води в газове родовище може бути також пов'язано з проявом граничного градієнта тиску у водоносному пласті, розгазуванням пластової води при зниженні тиску, погіршенням проникності пористого середовища в області початкового контуру газоносності, розбуханням глин в слабоглинизованих колекторах при контакті їх з контурною водою. Досвід розробки газових родовищ свідчить, що помітний прояв водонапірного режиму починається після зниження пластового тиску на 3-30 % від початкового значення. З промислової практики також відомі випадки, коли вода надходила тільки на заключній стадії розробки родовищ.

При уведенні в пласт з поверхні додаткової енергії реалізуються газовий або водонапірний режими та їх поєднання. У випадку часткового підтримання пластового тиску родовище розробляється на змішаному режимі. В процесі відбору вуглеводнів родовище може послідовно розроблятися на різних режимах.

  1.  Запасами називають масу нафти і конденсату або об'єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 МПа і 20°С). При визначенні запасів родовищ обов'язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться в них (етан, пропан, бутан, сірка, гелій, метали), видобуток яких є доцільним. Запаси нафти, газу, конденсату і компонентів, які містяться в них, за ступенем вивченості діляться на категорії А, В,     і С3

Категорія А - запаси покладу (його частини) вивчені детально. Обчислюються у покладі (його частині), який розбурений згідно з затвердженим проектом розробки родовища нафти або газу.

Категорія В - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на основі одержаних промислових припливів нафти або газу в свердловинах на різних гіпсометричних відмітках.

Категорія С1 - запаси покладу (його частини), нафтогазоносність якого виявлена на основі одержаних у свердловинах промислових припливів нафти або газу (частина свердловин випробувана випробувачем пластів) і позитивних результатів геологічних і геофізичних досліджень у невипробуваних свердловинах.

Категорія С2 - запаси покладу (його частини), наявність яких обгрунтована даними геологічних або геофізичних досліджень. Підраховуються у нерозвіданих частинах покладу, які прилягають до ділянок з запасом більш високих категорій; в проміжних і вищезаля-гаючих невипробуваних пластах розвіданих родовищ.

Запаси нафти, газу, конденсату і компонентів, які містяться в них, діляться на дві групи: балансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові — запаси родовищ (покладів), розробка яких на теперішній час економічно недоцільна, або технічно і технологічно неможлива, але які в майбутньому можуть бути переведені в балансові. В групі балансових запасів виділяють видобувні запаси, тобто ту їх частину, яку можна видобути з надр при сучасному рівні техніки і технології видобутку.

      Оцінка запасів нафти і газу. Найважливішим моментом у прийнятті рішень щодо розробки нафтового чи газового родовища є визначення запасів нафти і газу. Знання запасів нафти і. газу визначає економічну стратегію в, розвитку регіону чи держави в цілому. Залежно від величини запасів оцінюється обсяг капітальних вкладень на освоєння і розробку родовища, обсяги будівельно-монтажних робіт, на впорядкування родовища об'єктами з видобування і транспортування нафти і газу, трудові витрати і житлово-соціальне будівництво.

      Запаси, нафти і газу за результатами розвідки родовища оцінюються, як правило, об'ємним методом за формулою:

де: F - площа нафтоносності, визначається з використанням структурної карти і структурних розрізів; всередині зовнішнього контура нафтоносності, hc - середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, т - пористість, р0 - початкова нафтонасиченість пласта, bпл) --об'ємний коефіцієнт пластової нафти.

Розраховані за формулою (2.12) запаси нафти визначаються в м3 і називаються геологічними запасами.

Запаси нафти, які можуть бути підняті з надр на поверхню, визначаються за формулою:

тобто коефіцієнт нафтовіддачі є відношенням видобутих запасів нафти, до початкових (геологічних) запасів, Коефіцієнт нафтовіддачі визначається в частках, одиниці або в %. Чим ближче коефіцієнт нафтовіддачі до одиниці, тим ефективніше здійснюється розробка родовища. Величина коефіцієнта нафтовіддачі залежить від геолого-фізичних характеристик нафтопродуктивного пласта, властивостей рідин, що насичують пласт, і режимів розробки родовищ.

Сучасні технології розробки родовищ можуть забезпечити нафтовіддачу на 50-70%, що є непоганим показником, оскільки на початок 60-их років, коли тільки починали використовувати методи, підвищення нафтовіддачі, цей показник становив 28-30%.

     Зазначимо, що в нафтотехнічній літературі термін «видобувні запаси» часто ототожнюється з терміном «балансові запаси». Це зумовлено тим, що, коли видобувні запаси затверджено в Державній комісії по запасах (ДКЗ), їх називають балансовими.

      Оскільки в пластових нафтах завжди розчинені вуглеводневі гази - метай, етан, продай та інші, які в нафтопромисловій практиці називають попутними нафтовими газами, то запаси цього газу визначають за формулою:

Якщо при проведенні розвідувальних робіт відкрито чисто газове родовище, то запаси газу визначаються за формулою:

де: F - - площа газонасиченого пласта; hcр  - середня газонасичена товщина пласта; т - пористість; р0 - початкова газонасиченість nop пласта; р0 - початковий пластовий тиск; рст стандартний тиск; z(p0), z(р) - коефіцієнт надстисливості газу при початковому і стандартному тиску; Т0, Тст - температура в газовому покладі і стандартна температура,

У зв’язку з тим, що вимірювані об'єми газу значного мірою залежать від тиску і температури, то всі вимірювання з визначення об'ємів газу зводяться до стандартних умов. За стандартні умови беруть Тст =2930 К. рст =0,103 МПа.

Визначені об'ємним: методом запаси нафти і газу в процесі розробки родовищ можуть уточнюватись.

Метод матеріального балансу. Згідно з цим методом балансові запаси вуглеводнів в покладідо початку розробки дорівнюють сумі видобутихі залишкових  запасів на будь-яку дату розробки:

Балансові запаси нафтиза даним методом визначають залежно від режиму роботи покладу:

для режиму розчиненого газу

для пружноводонапірного режиму

для змішаного режиму роботи газонафтового покладу (з газовою шапкою)

де- нагромаджений видобуток нафти в об.од;- двофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти і газу при зниженні пластового тиску від ;  об'ємний ко-

ефіцієнт пластової нафти до початку розробки;- середній газовий фактор за період видобуткуаб'ємів нафти при стандартних умовах;- число об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти при середньому початковому пластовому тиску;- об'ємний коефіцієнт пластового газу при початковому тиску,

де- коефіцієнт стисливості газу при тиску;, - пластова температура,

°С;- кількість води, яка зайшла в пласт, і видобутої води за період зниження пластового тиску відпри стандартних умовах, об.од.;- відношення об'єму газу в газовій шапці (в пластових умовах) до об'єму нафти з розчиненим в ній газом (в пластових умовах);- об'ємний коефіцієнт пластового газу при тискуна дату розрахунку,

де- коефіцієнт стисливості газу при тиску

Лекція №6

Приплив нафти і газу до свердловини.

  1.  Порушення лінійного закону при фільтрації нафти і газу.
  2.  Особливості припливу газу та газоконденсатної суміші до свердловини.

1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі

Закон Дарси (Анри Дарси, 1856) — закон фильтрации жидкостей и газов в пористой среде. Получен экспериментально. Выражает зависимость скорости фильтрации флюида от градиента напора:

где:  u — скорость фильтрации, K — коэффициент фильтрации, І — градиент напора.

Процес розробки газового родовища характеризується нестаціонарністю (неусталеністю) фільтрації газу в пласті. Нестаціонарна фільтрація реального газу в неоднорідному за колекторськими властивостями пористому середовищі описується нелінійним диференційним рівнянням в частинних похідних параболічного типу

Де k,αn,m0,h -  коефіцієнти проникності, газонасиченості, пористості і ефективна газонасичена товщина пласта в точці з координатами х і у; р — тиск в точці пласта з координатами х і у в момент часу t\ μ(p), z(p) — відповідно коефіцієнти динамічної в’язкості і надстисливості газу при тиску р і пластовій температурі.

     Для плоскорадіальної фільтрації реального газу в однорідному пласті рівняння (18.1) запишеться таким чином:

      

Диференційні рівняння фільтрації газу є нелінійними рівняннями параболічного типу. Нелінійність, зокрема, рівняння (18.5) пов'язана з наявністю в коефіцієнті перед похідною в часі шуканого тиску р. Нелінійні рівняння не мають точних аналітичних розв'язків. їх можна проінтегрувати чисельно за допомогою ЕОМ або розв'язати наближено аналітичними методами після зведення до лінійного вигляду.

         Запропоновані різні способи лінеаризації диференційного рівняння нестаціонарної фільтрації газу. Всі вони мають певні погрішності розв'язків порівняно з точним розв'язком на ЕОМ нелінійного диференційного рівняння.

       За невеликі проміжки часу тиск і густина в окремих точках пласта змінюються незначно, і приплив газу до свердловини можна розглядати як стаціонарний. Виходячи з цього, процес експлуатації окремих свердловин і розробки газового родовища можна зобразити як послідовну зміну стаціонарних станів.

Диференційні рівняння стаціонарної фільтрації газу в пласті одержуютьз (18.1)-(18.5), прирівнюючи до нуля похідні від тиску в часі (праві частини рівнянь).

Для розв'язання задач, пов'язаних з проектуванням розробки газового родовища, визначенням видобувних можливостей окремих свердловин, оцінкою ефективності обробки привибійної зони пласта тощо, використовують рівняння припливу газу до свердловини. При фільтрації газу за законом Дарсі його одержують в результаті розв'язання дифе-ренційного рівняння стаціонарної плоскорадіальної фільтрації газу при відповідних граничних умовах. На відміну від нестисливої рідини при фільтрації газу об'ємна витрата в напрямі до свердловини безперервно зростає, тобто об'ємна швидкість фільтрації залежить не тільки від градієнта тиску, але і від величини тиску. Тому для газу закон Дарсі доцільно записувати через масову швидкість фільтрації (vM = vp(p)):

де v, vM — відповідно об'ємна і масова швидкості фільтрації газу, р(р) — густина газу при тиску р і пластовій температурі.

       Масова витрата газу для будь-якого перетину пласта на відстані т від свердловини

де А, В- коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта; рст- густина газу при

стандартних умовах; Cv С2 І С3, С4 — коефіцієнти, які характеризують недосконалість свердловини за ступенем і характером розкриття пласта відповідно лінійної і квадратичної частин у двочленній формулі припливу газу.

Коефіцієнти недосконалості за ступенем розкриття пласта Ct і С3 визначають за формулами

Де h= h роз/ h — відносне розкриття пласта свердловиною (відношення розкритої і загальної товщин пласта).

        Коефіцієнти недосконалості за характером розкриття пласта С2 і С4 залежать від кількості отворів, типу перфорації, глибини і діаметра каналів і характеристик пористого середовища. У випадку сферичного припливу газу до напівсфери, яка утворилася за цементним каменем, коефіцієнти С2 і С4 можна оцінити за формулами:

де п — кількість перфораційних отворів на їм товщини пласта; R0 — радіус перфораційної напівсфери (каверни), який при кульовій перфорації приймають рівним 0,02 --0,03 м.

Для визначення структурного коефіцієнта β* запропоновано ряд кореляційних залежностей:

залежність Г.О.Зотова

Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації

      Під час розробки газових родовищ фільтрація газу за законом Дарсі відбувається по всій області пласта, за винятком привибійних зон, в яких він, як правило, порушується. Це пов'язано зі значним збільшенням швидкості руху газу у привибійних зонах пласта за рахунок розширення газу при зниженні тиску, що призводить до втрат кінетичної енергії газу. Відхилення від закону Дарсі можуть бути також викликані зміною по шляху фільтрації параметрів газу (коефіцієнтів динамічної в'язкості та надстисливості) і колекторських властивостей пласта (коефіцієнтів проникності та пористості) при створенні значних депресій на пласт. Можливе порушення закону Дарсі і при малих швидкостях фільтрації у випадку низькопроникких заглинизованих пластів з високою водонасиченістю, які характеризуються наявністю початкового градієнта тиску.

     Запропоновано ряд залежностей, які описують фільтрацію газу в пласті при порушенні закону Дарсі - Найбільш поширена двочленна формула, запропонована вперше Форхгеймером.

      Перший член у правій частині формули (18.15) характеризує втрати тиску на тертя, другий - інерційні втрати тиску, зумовлені зміною траєкторій руху в пористому середовищі окремих частинок флюїду.

Виходячи з двочленної формули фільтрації газу в пласті (18.15), одержано рівняння припливу газу до свердловини при порушенні закону Дарсі:

2.2 Підготовка свердловин до експлуатації

     Після завершення будівництва свердловини її стовбур заповнений рідиною, яка створює протитиск на пласт і перешкоджає припливу рідини і газу з пласта, запобігаючи відкритому фонтануванню свердловини.

     Освоєння свердловини - це завершальний етап підготовки її до експлуатації, мета якого викликати: приплив нафти і газу із пласта, забезпечивши при цьому якомога вищу продуктивність свердловин и.

       Приплив рідини і газу з пласта буде відбуватися тільки тоді, коли тиск, створюваний стовпом рідини у стовбурі свердловини, буде нижчим від пластового. Тому освоєння свердловини зводиться до створення різними способами перепаду тиску між пластом і свердловиною, названого депресією тиску па пласт. Від її величини і швидкості наростання багато в чому залежить, чи будуть вилучені з продуктивного колектора забруднюючі речовини і відновлені його природні фільтраційні властивості.

       Тиск у свердловині можна знизити /рюма шляхами зменшенням висоти стовпа рідини і зниженням її густини. Це і покладено в основу широко розповсюджених способів освоєння свердловин: заміни свердловинної рідини, компресорного способу і відпомповування рідини глибинними насосами Перед освоєнням гирло свердловини герметизується або фонтанною арматурою, або арматурою для експлуатації свердловини глибинними насосами. При цьому у свердловину опускають насосно-компресорні труби або насосне устаткований.

        Заміна свердловинної рідини здійснюється шляхом нагнітання в кільцевий простір свердловини рідини, густи за якої менша, ніж рідини, що заповнює свердловину.

       При виході з буріння свердловина, як правило., запевнена глинистим розчином, тому в неї спочатку нагнітають прісну або мінералізовану воду. Якщо після заміни глинистого розчину водою викликати приплив із пласта не вдається, то воду заміняють на нафту. У свердловини з низьким пластовим: тиском нагнітають газорідинні суміші і піни.

      Компресорний спосіб освоєння свердловини полягає її нагнітанні в затрубний простір газу високого тиску з газопроводу або від пересувного компресора. Газ відтискує рідину и затрубному просторі до башмака насосно-компресорних трут:' або до спеціального пускового отвору (клапана), проривається в труби, змішується з рідиною, внаслідок чого утворюється газорідинна суміш Густина рідини зменшується, в результат чого знижується і тиск на вибої свердловини. Депресія тиск)' на пласт і швидкість її збільшення регулюється зміною витрати газу. Цей метод освоєння широко застосовується в фонтанних і газліфтних свердловинах.

      Освоєння свердловинними насосами проводять тільки в ;ому випадку, коли не очікується природне фонтанування свердловини і вона надалі буде експлуатуватися цими ж насосами. Свердловинний насос, наприклад, штанговий або електровідцентровий, опускається на проектну глибину відповідно до передбачуваного режиму експлуатації свердловини. У мір}7 відпомповування рідини її рівень у свердловині плавко знижується. Після одержання стійкого припливу із пласта свердловина переходить на експлуатаційний режим роботи.

       Застосовуються також і інші способи освоєння свердловин з аильно забрудненою привибійною зоною, що включають цілий комплекс робіт зі збільшення продуктивності свердловини, наприклад, солянокисле гне оброблення привибійної зони, гідравлічний розрив пласта тощо. Вони можуть здійснюватися зі створенням великих, швидконаростаючих, іноді практично миттєвих депресій на пласт.

      Спосіб освоєння свердловини вибирають з урахуванням конструкції свердловини, колекторських і механічних властивостей пласта, передбачуваного способу експлуатації свердловини. У свердловинах, що розкрили крихкі, нестійкі колектори, освоєння проводять з Плавним наростанням депресії, і, навпаки, в стійких, добре зцементованих колекторах прагнуть швидко досягти високої депресії.

      Деякі особливості має освоєння нагнітальних свердловин. У них домагаються якомога більшої поглинальної здатності пласта і рівномірного профілю приймальності. Широко розповсюдженим способом освоєння нагнітальних свердловин г дренаж. У ході дренажу прагнуть досягти найбільш повного очищення привибійної зони пласта і самої свердловини від забруднення за рахунок промивання свердловини і створення на пласт високих, депресій різними методами. 1 тільки після очищення свердловини і привибійної зони переходять на нагнітання в пласт вода.

Рівняння припливу рідини у свердловину.

Приплив рідини у свердловину відбувається під дією різниці тиску між пластовим тиском і тиском на вибої свердловини. Тому що рух рідини в пласті відбувається з дуже малими швидкостями, він підлягає лінійному закону фільтрації - закону Дарсі. При постійній товщині пласта і відкритому вибої свердловини рідина рухається до вибою за напрямками, що радіально сходяться. У такому випадку говорять про плоско-радіальну форму потоку. Якщо свердловина досить тривало працює при постійному вибійному-тиску, то швидкість фільтрації і тиск в усіх точках пласта перестає змінюватися в часі і потік є усталеним (стаціонарним).

     Для усталеного плоско-радіального потоку однорідної рідини за законом Дарсі зв'язок між швидкістю фільтрації і градієнтом тиску виражається формулою:

   де: к - проникність пласта; μ - в'язкість рідини; dp/dr - градієнт тиску уздовж радіуса (лінії струму).

     Переходячи від швидкості фільтрації до витрати рідини, необхідно швидкість помножити на площу бокової поверхні циліндра радіусом г і висотою, рівною товщині пласта h, тобто

      Допустивши, що проникність і товщина пласта на всій його довжині від контура живлення з радіусом Rс до стінок свердловини з радіусом Rс не змінюється, можна проінтегрувати рівняння в межах тиску на контурі живлення рК до тиску на вибої свердловини рс, тобто

     Формула (2.20), названа формулою Дюпюї, широко використовується для розрахунку дебіту гідродинамічно, досконалих свердловин, до яких відносяться свердловини з відкритим вибоєм, що розкрили пласт на всю товщину.

     Якщо свердловина з відкритим вибоєм розкрила пласт не на всю товщину, то її називають гідродинамічно недосконалою за ступенем розкриття, Свердловини, що розкрили пласт на всю товщину, але з'єднані з пластом за допомогою перфорації, є гідродинамічно недосконалими за характером розкриття. Є свердловини і з подвійним видом недосконалості як за-ступенем, так і за характером розкриття,

     Поблизу стовбура гідродинамічно недосконалої свердловини відбувається викривлення плоско-радіальної форми потоку і виникають додаткові фільтраційні опори потоку рідини. При розрахунку дебіту свердловин їх гідродинамічна недосконалість враховується введенням у формулу Дюпюї коефіцієнта додаткового фільтраційного опору С. Тоді формула записується у вигляді

        Коефіцієнт додаткового фільтраційного опору залежить від ступеня розкриття пласта, щільності перфорації, довжини і діаметра перфораційних каналів. Його визначають, звичайно, використовуючи графіки В.І.Щурова.

Формулу (2.21 ) можна подати, використовуюча поняття зведеного радіуса свердловини rсзв.

Зведений радіус свердловини rсзв. - це умовний радіус гідродинамічно досконалої свердло витій, що забезпечує за піших рівних умов такий же. дебіт, як гідродинамічно недосконала свердловина, із зіставлення формул (2.21) і (2,22) випливає, що

Лекція 7.

Визначення розподілу тиску та температури в пласті та по стовбуру свердловини.

1.Розподіл тиску в стовбурі свердловині.

2.Розподіл температури в пласті.

Визначення тиску в газовій свердловині.

Тиск в газовій свердловині визначають за допомогою глибинного манометра або розраховують за відомим тиском на гирлі.

Тиск на вибої зупиненої газової свердловини можна знайти за формулою барометричного нівелювання Лапласа-Бабіне:

, (8.4)

де

; ,

рстат – тиск на гирлі зупиненої свердловини після його стабілізації (статичний тиск), МПа;  – відносна густина газу; L - відстань від гирла свердловини до середини інтервалу перфорації, м; Ту, Твиб – відповідно температура на гирлі свердловини і на вибої, К; zcp – коефіцієнт надстисловості газу при середньому тиску  і середній температурі Тср в свердловині.

рпл знаходиться методом ітерацій. В першому наближенні приймають рср = рстат.

Тиск на вибої працюючої газової свердловини розраховують за нерухомим стовпом газу в затрубному просторі (аналогічно як і пластовий тиск) або за рухомим стовпом газу у фонтанних трубах, виходячи зі значення тиску на гирлі свердловини відповідно в затрубному просторі та на буфері. В останньому випадку вибійний тиск знаходять за формулою

, (8.5)

де

Під час руху газу по затрубному простору у формулі для розрахунку   замінюють на вираз

, (8.6)

де Dвн, dз відповідно внутрішній діаметр експлуатаційної колони і зовнішній діаметр фонтанних труб, см.

При цьому для розрахунку числа Рейнольдса за формулою  замість dвн використовують діаметр D = Dвн + dз, а шорсткість беруть за зовнішньою стінкою фонтанних труб.

При наявності муфт до коефіцієнту λ необхідно додати додатковий опір λд , який наближено обчислюють за формулою

, (8.7)

де dмзовнішній діаметр муфти, см; l – довжина однієї фонтанної труби, м; 0,05 – коефіцієнт гідравлічних втрат на звуження струменя газу при проходженні між муфтою й експлуатаційною колоною.

При русі газу по двоступінчастій колоні труб з довжиною секций L1, L2 і внутрішнім діаметром ,  вибійний тиск розраховують за формулою

, (8.8)

де

; ;

; .

Для оціночних розрахунків і невеликих глибин можна замість , , і ,  підставляти у формули осереднені значення цих величин по всій довжині колони ліфтових груб zcеp і Тсер.

У випадку значного перепаду температур по довжині колони ліфтових труб вибійний тиск можна наближено визначити за формулою

, (8.9)

де ; .

При наявності рідини (води і вуглеводневого конденсату) в продукції свердловини для наближеної оцінки вибійного тиску використовують формулу

, (8.10)

де ; ; ; ; ; ; , де ,  – відповідно густина газу і рідини при стандартних умовах, кг/м3; густина газу при робочих умовах в стовбурі свердловини (Рсер і Тсер), кг/м3; qг.рдебіт газу при робочих умовах, тис.м3/добу; Gг, Gр – масові витрати газу і рідини, т/добу; qсм, qр, qг – об'ємна витрата газорідинної суміші, рідини і газу відповідно при стандартах умовах, тис.м3/добу; φ, β – відповідно істинний і витратний газовміст газорідинної суміші.

Істинний об'ємний газовміст φ характеризує відношення фактичного об'єму газу в ліфтових трубах при робочих умовах до об'єму порожнини ліфтових труб. У зв'язку з труднощами визначення на практиці фактичного значения φ при проведенні розрахунків замість істинного газовмісту φ використовують витратний газовміст β, приймаючи  φ = β. Оскільки φ завжди менше β за рахунок плівки рідини на поверхні труб і можливого утворення в трубах висячих (пульсуючих) рідинних пробок, то заміна φ на β призводить до заниження вибійного тиску. Погрішність у розрахунку вибійного тиску зростає зі збільшенням кількості рідини в ліфтових трубах, яка не виноситься потоком газу.

Коефіцієнт гідравлічного опору λ в формулі (8.10) необхідно визначати за даними фактичних замірів тиску на вибої і гирлі свердловини і дебіту газу на різних режимах експлуатації свердловини з наступним розрахунком за формулою . При відсутності промислових даних оцінку λ проводять за формулами для чистого газу.

Для свердловин, в продукції яких міститься рідина і спостерігається значний перепад температур по довжині колони ліфтових труб, вибійний тиск розраховують за формулою

, (8.11)

де

; .

Температурний режим газових свердловин.

Температура в зупиненій газовій свердловині розподіляється з глибиною згідно з формулою

, (9.1)

або

де tх  температура на глибині х, °С; tпл температура пласта з глибиною залягання L, °С; tн.ш температура нейтрального шару, °С; hн.ш глибина залягання нейтрального шару, м; Г  середній геотермічний градієнт, °С/м.

Геотермічний градієнт (рос.геотермический градиент, англ. geothermal gradient, нім. geothermische Teufenstufe f, geothermischer Gradient m) – приріст температури на кожні 100 м при заглибленні в Землю нижче від зони постійних температур.

При відсутності в розрізі свердловини багаторічномерзлих порід

; (9.2)

при наявності в розрізі зони багаторічномерзлих порід

; (9.3)

для зони багаторічномерзлих порід

, (9.4)

де tм – температура мерзлих порід, яка відповідає температурі замерзання мінералізованих ґрунтових вод, °С; hм – глибина нижньої межі мерзлоти, м.

На території нашої країни глибина залягання нейтрального шару з постійною температурою становить 10 – 40 м.

При відсутності зони багаторічної мерзлоти температура в працюючій газовій свердловині на глибині х визначається за формулою

 , (9.5)

де ; ; ,

де Δt перепад температури у привибійній зоні пласта, який визначається за формулою (8.1), °С; Г – середній геотермічний градієнт на ділянці стовбура свердловини від х до L, °С/м; рxтиск на глибині х, МПа; Diдиференційний коефіцієнт Джоуля-Томсона на ділянці від х до L, К/МПа; Ср – середня ізобарна тепломісткість газу на ділянці від х до L, Дж/кгºС (ккал/кг°С); А – термічний еквівалент роботи, 9,8 Дж/кг·м; (1/427 ккал/кг·м); λп – середньозважений коефіцієнт теплопровідності гірських порід для інтервалу від х до L, Дж/м·год°С (ккал/м·год·°С);  – теплопровідність окремих типів порід товщиною hi Дж/м·год·°С (ккал/м·год·°С); Сп –  об'ємна тепломісткість гірских порід, Дж/мС (ккал/м3·°С); q – дебіт газу при стандартних умовах, тис.м3/добу;  –безрозмірна функція часу роботи свердловини  (год) з початку її експлуатації. Di обчислюють за значеннями  і  за формулою (8.2), або знаходять з номограм Ср, використовуючи рср і tсер  за формулою (8.3). Для спрощення розрахунків Dі і Ср можна наближено знаходити за середніми значеннями тиску і температури в стовбурі свердловини (, ). Тоді у формулі (9.5) комплекс  замінюють на .

Теплопровідність сухих порід істотно залежить від їх густини і змінюється від 1256 Дж/м·год·°С (0,3 ккал/м·год0·С) для кварцевого піску, до 22608,72 25120,8 Дж/м·год·°С; (5,4 6 ккал/м·год0·С) для кам'яної солі. Для глин λп становить 4886,8 12560,4 Дж/м·год·°С (1,173 ккал/м·год·°С), зростаючи з глибиною. Вплив вологості на коефіцієнт теплопровідності враховується множенням λп на поправочний коефіцієнт, який змінюється від 1 до 3,2 при об'ємній вологості породи 040%.

Розподіл температури в працюючій свердловині при наявності в розрізі бага-торічномерзлих порід знаходять для інтервалу від вибою до початку зони багаторічної мерзлоти за формулою (9.5), в якій геотермічний градієнт Г визначають за формулою (9.3). Щоб розрахувати температуру на вході в зону багаторічної мерзлоти tом в формулу (9.5) замість х і рх підставляють відповідно глибину нижньої межі мерзлоти hм і тиск газу ром на цій глибині.

У межах зони багаторічномерзлих порід розподіл температури в свердловині описується формулою

 , (9.6)

де ; ; ,

де Гм геотермічний градієнт в зоні багаторічної мерзлоти, який визначається за формулою (9.4); λм – теплопровідність мерзлих порід, Дж/м·год·°С; (ккал/м·год·°С), См об'ємна тепломісткість мерзлих порід, Дж/м3·°С; (ккал/м3·°С); β – безрозмірний коефіцієнт, який враховує швидкість теплообміну при наявності мінусових температур; tм – середня температура мерзлих (талих) порід в зоні багаторічної мерзлоти, °С; tc – середньорічна температура поверхні грунту, °С.

Коефіцієнти теплопровідності λм і об'ємної тепломісткості См мерзлих порід залежать від їх густини ρп. В області зміни ρп від 1000 до 2200 кг/м3 λм = 1674,7 –15072,48 Дж/м·год·°С; (0,43,6 ккал/м·год·°С), См = 0,837 2,512 Дж/м·°С (0,2·10-30,6·10-3 ккал/м·°С).

Температуру газу на гирлі свердловини при наявності зони багаторічної мерзлоти знаходять за формулою (9.6) при х = 0 і рх = ру.

Лекція 8.

 Визначення дебіту нафтових, газових і газоконденсатних свердловин. 

  1.  Апаратура для визначення дебіту свердловин. Визначення нафтовідлдачі.
  2.  Визначення газовіддачі.
  3.  Визначення конденсатовіддачі

Апаратура для визначення дебіту свердловини

     Контроль за витратою газу належить до найбільш важливих функцій операторів, обслуговуючих об'єкти збору, підготовки і транспортування газу, оскільки цей показник багато в чому визначає правильність і ефективність технологічних процесів, а також служить одним з основних критеріїв виконання планів здобичі і розподілу газу по споживачах. Витратою називається кількість газу, що проходить по трубопроводу в одиницю часу. При цьому кількість газу може виражатися в одиницях об'єму або одиницях маси. У нефтегазопромьюловой практиці витрату газу звичайно виражають в одиницях об'єму, віднесених до одиниці часу.

    Для вимірювання витрати газу застосовують прилади, які називаються расходомерами- Прилади, що підсумовують витрату газу (тобто що визначають кількість газу, що проходить по трубопроводу за певний відрізок часу), називаються газовими лічильниками.

     За принципом дії витратоміри підрозділяються на наступні різновиди:

•  диафрагменньїе витратоміри змінного перепаду дашгс-ния на встановленому усередині трубопроводу звужуючому пристрої;

•  витратоміри обтікання, в яких чутливим елементом служить яке-небудь тіло (поплавець, кулька, поршень); під дією натиску потоку поплавець переміщається на величину, залежну від витрати;

•  тахометрические витратоміри, в яких потік обертає крильчатки або турбіни, при цьому швидкість обертання служить мірою витрати.

       Найбільш широке застосування одержали диафрагменние витратоміри. Такий витратомір складається із звужуючого пристрою (діафрагми), що встановлюється усередині трубопроводу вимірювального приладу (диференціального манометра), і сполучних ліній. Принцип дії приладу заснований на вимірюванні перепаду тиску в звужуючому пристрої. Унаслідок переходу частини потенційної енергії тиску в кінетичну енергію середня швидкість потоку газу в звуженому перетині підвищується, внаслідок чого статичний тиск в даному перетині стає менше статичного тиску перед звужуючим пристроєм.

Величина перепаду тиску тим більше, чим більше витрата протікаючої речовини. Перепад тиску фіксується диференціальним манометром і характеризує витрату газу в даний момент часу. Перепав тиск в діафрагмі вимірює через окремі циліндрові отвори або через дві кільцеві камери, кожна з яких сполучена з внутрішньою порожниною трубопроводу кільцевою щілиною (суцільної або переривистої) або групою рівномірно розподілених по колу отворів. Кільцеву камеру виконують або безпосередньо в телі звужуючого пристрою, або в кожному з фланців, між якими воно затискається, або в спеціальній проміжній деталі — корпусі.

        Види камер, що найбільш часто зустрічаються, для вимірювання витрати газу за допомогою діафрагм показані на мал. 13.7. Стандартна діафрагма є тонким металевим диском з круглим отвором, що має з боку входу потоку гостру кромку, а на виході фаску під кутом ЗО — 45*. Діафрагма камерна нормальна (ДКН) поміщається між двома кільцевими камерами (див. мал. 13.7, а).

       Кожна з камер сполучена з потоком кільцевою щілиною або групою рівномірно розподілених по  колу отворів. Діафрагма бескамерная дискова нормальна (ДКН) встановлюється між фланцями трубопроводу (див. мал. 13.7, б). Перепад тиску вимірюється через окремі циліндрові отвори. ДДН застосовують при тиску в трубопроводі не більше 2,5 МПа.

Діафрагми використовують в трубопроводах діаметром не менше 50 мм. Товщина діафрагми складає 0,1 діаметру. На діафрагмах заводського виготовлення вибиті знаки «+» з боку високого тиску, «-» — із сторони низького, а на торці показано стрілкою напрям потоку.

У разі, коли необхідно зменшити втрати натиску у витратомірі, застосовують сопла Вентурі (див. мал. 13.7, в). В порівнянні з діафрагмами ці пристрої більш зносостійкі, складніше у виготовленні і при монтажі. Неправильна установка звужуючих пристроїв може привести до істотних погрішностей. Тому спеціальними правилами передбачена детальна регламентація всіх умов монтажу. Строгі вимоги пред'являються до співісної отвору і трубопроводу, відхилення допускається не більше 0,01 діаметру.

Особливо обережно треба поводитися з диском діафрагми, щоб не пошкодити гостру кромку отвору (з боку знаку «+»). Оператору необхідно пам'ятати, що після розточування вхідну кромку не можна додатково обробляти ні напилком, ні наждачним папером. Прокладки у фланцях повинні точно відповідати розмірам камер або торцевих поверхонь. Якщо прокладки виступатимуть у внутрішній перетин трубопроводу, показання приладів значно спотворюватимуться. Сполучні лінії повинні бути герметичними і теплоізольованими для оберігання від джерел теплоти і замерзання. Сполучні лінії підключають до трубопроводу при вимірюваннях витрат газу і пари зверху, при вимірюванні витрати рідини — знизу.

На промислах як тахометрических витратоміри застосовують швидкісні (з пристроєм, що обертається) і ротаційні лічильники.

У швидкісних лічильниках, в основному це глибинні дебито-заходи, в потік газу поміщено пристрій (турбіна або вертушка), що обертається, швидкість обертання якого пропорційна швидкості потоку газу і витраті. Значення сумарної витрати набувають, зв'язуючи рухому частину приладу через редуктор з рахунковим механізмом. У ротаційних лічильниках (PC) газу в корпусі знаходяться два ротори, які під дією потоку газу обертаються і стикаються з бічними поверхнями один одного і одночасно з внутрішньою поверхнею корпусу. Витрату газу, що проходить, вимірюють за рахунок періодичного відсікання певних об'ємів, поміщених в серповидних порожнинах між роторами і корпусом. Виведений з корпусу вал ротора пов'язаний з редуктором, а через нього — з рахунковим механізмом.

      Промислові методи. Показником ступеня використання запасів є коефіцієнт нафтовіддачі (нафтовилучення). У процесі розробки нафтового покладу він може визначатись різними методами. Наведемо деякі з них.   

        1) Процес витиснення нафти водою в умовах неоднорідних пластів описується характеристиками витиснення, які відображають залежність нафтовіддачі від об'єму води, що прокачується через поклад.

       Для визначення поточної нафтовіддачі в заводненій частині пласта необхідно знати геологічні запаси і об'єм видобутку нафти з виробленої частини покладу. Основні труднощі при цьому пов'язані з встановленням об'єму заводненої частини пласта. Звичайно він визначається як об'єм продуктивного пласта між початковою і поточною поверхнями водонафтового контакту. За цими даними будують карти залишкової нафтонасиченості, за допомогою яких виявляють розподіл залишкових запасів нафти.

Для розрахунку поточного коефіцієнта нафтовіддачі заводненої частини пласта, що розробляється при пружно-водонапірному режимі, слід врахувати видобуток нафти з незачастини внаслідок дії пружних сил покладу.

2) Визначення нафтовіддачі за початковою і залишковою нафто насиченнями полягає в установленні зниження нафтонасиченості порід у заводненій частині пласта. Звичайно він оцінюється в окремих свердловинах. Початкова нафтонасиченість визначається до заводнення пласта за даними промислово-геофізичних досліджень (або за кількістю зв'язаної води в кернах), а залишкова - за даними промислово-геофізичних досліджень в спеціальних свердловинах, які пробурені між початковим і поточним контурами нафтоносності для контролю за нафтовіддачею.

В умовах режиму розчиненого газу, використовуючи метод матеріального балансу для визначення геологічних запасів нафти, можна розрахувати поточний і кінцевий коефіцієнти нафтовіддачі за мінімальною інформацією, що включає середній газовий фактор за період розробки, розчинність газу в нафті, а також об'ємні коефіцієнти пластової нафти і газу.

Лабораторні дослідження. Відомо, що коефіцієнт нафтовіддачі визначається, як добуток коефіцієнтів витиснення і охоплення {за об'ємом) пласта.

Коефіцієнти охоплення пласта процесом важко піддаються вивченню в лабораторних умовах, хоча деякі досягнення тут є. В більшості випадків їх значення приймаються за результатами розробки сусідніх родовищ з подібними геолого-фізичними умовами. У той же час коефіцієнти витиснення, головним чином, визначаються в лабораторних умовах шляхом постановки на моделях пласта експериментів щодо витиснення нафти.

Використання результатів лабораторних дослідів у промисловій практиці можливо тільки в тому випадку, якщо процеси, що вивчаються в дослідах, подібні до натурних.

Ця подібність забезпечується рівністю комплексів, що складені для моделі й натури та визначають процес На основі умов подібності і повинні бути вибрані параметри моделей і дослідів для постановки експериментів. Звичайно тут користуються методами наближеного моделювання. Під час проведення експериментів з фільтрації флюїдів намагаються дотримуватись швидкостей витиснення, що при можливих у нафтовому покладі перепадах тисків близькі до натурних.

На нафтовіддачу впливає не менше 18 різних параметрів; комплексним параметром вважається капілярний тиск.

Для гідрофільних порід ідеальним вважається агент, який при витисненні нафти створює з нею міжфазний натяг, значення якого прямує до нуля, а кут змочування — до 90°.

При моделюванні процесів витиснення нафти слід добиватися геометричної подібності порового простору моделі і натури, тотожності характеру їх поверхні. В експериментах слід дотримуватись гірничого і пластового тиску, пластової температури.

Зразки породи, які використовуються для побудови моделей пласта, повинні відповідно готуватись. Для моделей також придатні зразки породи, що піднята при бурінні свердловин на вуглеводневих розчинах.

Апаратура, на якій виконуються експерименти, має дозволяти максимально наблизити умови проведення дослідів до пластових умов тих покладів, для яких проводяться дослідження. Вона повинна надавати можливість проведення дослідів з різними тисками і температурами (що відповідають пластовим), створення моделей пласта різної довжини, здійснення контролю за насиченістю моделі різними флюїдами, одержання необхідної точності при вивченні характеристик витиснення, як і одержання іншої необхідної інформації.

Результати лабораторного визначення коефіцієнта витиснення нафти заносять у спеціальний журнал, де фіксуються порядковий номер експерименту, геометричні розміри моделі пласта, її пористість, проникність, об'єми нафти, води чи газу в моделі на початок та кінець експерименту, а також в процесі його проведення. За наведеними в журналі даними згодом обчислюють коефіцієнти витиснення нафти на різних стадіях процесу.

Однією з найбільш важливих характеристик процесу плину пластових флюїдів у поро-дах-колекторах поряд із коефіцієнтом витиснення є фазова проникність. Дані про неї необхідні для обгрунтування кондиційних меж петрофізичних властивостей порід, для промислової оцінки перехідних нафтогазових зон пластів, у газогідродинамічних розрахунках технологічних показників розробки, для вибору методів дії на пласти з метою збільшення нафтовіддачі тощо.

2)Газовіддача і конденсатовіддача родовищ. Для характеристики повноти вилучення газу і конденсату з покладів використовують коефіцієнти газовіддачі,  конденсатовіддачі. Коефіцієнтом газовіддачі β називають відношення об'єму вилученого із пласта газу Qв до його початкових, запасів Qв

     Для газового режиму у зв'язку іі сталістю газонасиченого перового об'єму коефіцієнт кінцевої газовіддачі визначається тільки початковим рп і кінцевим рк тисками в пласті:

де zп, zк - коефіцієнти надстисливості газу, відповідно за початкового і. кінцевого тисків і за пластової температури.

     Чим. вище початковий і нижчий кінцевий тиск, тим більша газовіддача родовища на газовому режимі. Для родовищ з добрими колекторськими властивостями, за високих початкових пластових тисків коефіцієнт газовіддачі може досягати 0.97. Для родовищ зі значною неоднорідністю продуктивних пластів, складною геологічною будовою, низькими початковими пластовими тисками коефіцієнт кінцевої газовіддачі складає 0.7-0,8.

      На водонапірному режимі газовіддача залежить від темпів розробки родовища, механізму витіснення тазу водою,, колекторських властивостей пласта, ступеня його неоднорідності, початкового і кінцевого пластового тиску і багатьох інших факторів. З багатьох причин газ з пласта, витісняється водою неповністю, частина його залишається затисненою за фронтом витіснення. Досвід розробки газових родовищ і лабораторні дослідження показують, що під час витіснення газу водою головною причиною значних об'ємів затисненого тазу с нерівномірність вторгнення води в поклад, яка зумовлена, неоднорідністю колекторів і нерівномірністю відборів з різних ділянок і інтервалів пласта. Залежна від геологічних умов і системи розробки родовища коефіцієнт газовіддачі на водонапірному режимі може змінюватися в межах від 0,5 до 0,97.

       Для оцінки кінцевого коефіцієнта газовіддачі часто використовують формулу Ширковського:

4) Коефіцієнтом кондеисатовіддачі рк називають '.відно-Тбення об'єму QBK вилученого Із пласта конденсату до його початкових запасів Qпк:

На кінцевий коефіцієнт конденсатовіддачі опливають спосіб розробки родовища (з підтриманням пластового тиску чи ні), вміст конденсату в гай, склад конденсату і газу, питома поверхня пористого середовища, початковий пласт звий зиск, температура й інші фактори. Практика розробки родовищ показує, що коефіцієнт кінцевої конденсатовіддачі звичайно змінюється від 0,3 до 0,75, Найвищий коефіцієнт конденсатовіддачі досягається за підтримання пластового тиску в процесі відбору газу. Якщо підтримання тиску здійснюється запомповуванням у поклад газу, то коефіцієнт конденсатовіддачі може

досягати 0,85, а під час запомповуванням води – 0,75.

Лекція 9.

Визначення газовіддачі газових родовищ при газовому режимі. 

1. Фактори, що визначають газовіддачу.

2.Методи збільшення газовіддачі.

3.Прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі за промисловими даними.

Фактори, що визначають газовіддачу.

Коефіцієнт газовіддачі родовища (покладу, пласта) βг характеризує ступінь видобутку газу з родовища і є відношенням кількості видобутого газу Qвид до його початкових запасів Qвид.поч (це відносна величина і визначається в частинах одиниці чи відсотках).

, (11.1)

або

, (11.2)

де ,  – відповідно початкові і залишкові запаси газу в пласті.

Замість терміну «коефіцієнт газовіддачі» застосовують також рівнозначний йому термін «газовіддача». Розрізняють поточну і кінцеву газовіддачі, які характеризують відношення видобутого з пласта газу відповідно на даний момент часу чи в кінці розробки родовища до його початкових запасів.

Вираз для розрахунку коефіцієнта газовіддачі можна отримати, використовуючи рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому режимі.

, (11.3)

, (11.4)

де  і  – середній кінцевий тиск, МПа і відповідний йому коефіцієнт надстисливості газу при температурі .

Таким чином, коефіцієнт газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт  тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск. Значення тиску , що відповідає межі рентабельності родовища, знаходять на основі газодинамічних і техніко-економічних розрахунків.

Для наближеної оцінки кінцевого тиску, МПа, на стадії проектування розробки газового родовища можна використовувати такі залежності:

, (11.5)

де Н – середня глибина залягання родовища, м; .

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі, знайдений з використанням цього рівняння характеризує промислову газовіддачу та момент припинення подачі газу в магістральний газопровід. Коефіцієнт кінцевої газовіддачі при газовому режимі змінюється від 70 до 99%, становить в середньому 85 – 90%.

Методи збільшення газовіддачі.

Досвід впровадження різних методів збільшення нафтовіддачі пластів свідчить, що їх ефективність значною мірою залежить від правильного вибору методу впливу для родовищ з конкретними геолого-фізичними умовами пластів.

Вибір методу підвищення нафтовіддачі конкретного об’єкта розробки починається з вивчення геологічних умов. При цьому приділяється особлива увага властивостям пластових нафт, тому що від них залежить вибір того чи іншого методу. Так, високов'язкі (більше 50... 100 мПа·с) і високопарафінисті нафти доцільніше розробляти тепловими методами. Малов'язкі (до 10 мПа·с) краще розробляти з застосуванням полімерного заводнення й інших фізико-хімічних методів. Поклади нафти з в'язкістю від 10 до 50... 100 мПа·с можна розробляти, використовуючи як фізико-хімічні, так і теплові методи.

Важливими параметрами у виборі методу є глибина залягання об'єкта розробки, його товщина і ступінь неоднорідності, хімічні і фізичні властивості рідин, що насичують пласти, теплофізичні характеристики пластів. Дуже істотний вплив на момент впровадження методу виявляє стан розробки покладу нафти.

Тому необхідне детальне вивчення особливостей розробки родовища, його режиму і вироблення запасів по ділянках і пропластках. Якщо на основі вивчення геолого-фізичних параметрів і стану розробки не вдається вибрати метод, то звертаються до порівняльних розрахунків технічних і техніко-економічних показників, на підставі яких робиться висновок про найприйнятніший метод. У деяких випадках рекомендують проведення дослідно-промислових робіт із двох методів на одному об'єкті.

Ґрунтуючись на аналізі результатів застосування методів збільшення нафтовіддачі, а також теоретичних і лабораторних дослідженнях, сформульовані основні геолого-технічні умови ефективного застосування методів.

Циклічне заводнення. Метод ґрунтується на періодичній зміні режиму роботи покладу шляхом припинення і поновлення закачування води і відбору, за рахунок чого повніше використовуються капілярні і гідродинамічні сили. Це сприяє проникненню води в зони пластів, раніше неохоплених впливом. Циклічне заводнення ефективне на родовищах, де застосовується звичайне заводнення, особливо в гідрофільних колекторах, які капілярно краще утримують воду, яка в них заглибилась. У неоднорідних пластах ефективність циклічного заводнення вища, ніж звичайне заводнення Тому що за практичного впровадження циклічного заводнення частіше не вдається здійснити одночасне – тимчасове припинення запомповування чи відбору в усіх свердловинах, то за циклічного заводнення одночасно реалізується ідея підвищення нафтовіддачі зміною напрямку фільтраційних потоків.

Метод циклічного заводнення особливо ефективний у системах розробки, які поєднують підвищення тиску нагнітання з періодичним зниженням пластового тиску нижче тиску насичення нафти газом у пластах з великою неоднорідністю колектора.

Заводнення з водорозчинними ПАР. Збільшення нафтовіддачі пластів за допомогою цього методу забезпечується в результаті зниження поверхневого натягу на межі нафти і рідини, що витісняє нафту, і нафта-порода. Встановлено, що з підвищенням полярності і густини нафти, вмісту в ній асфальтенів і смол, а також неоднорідності пластів зростає ефективність методу в порівнянні зі звичайним заводненням. Однак метод не рекомендується для застосування у випадках високої в'язкості нафти (більш 50 мПа·с).

Ефективність заводнення з водорозчинними ПАР різко знижується під час збільшення обводненості пластів. Тому переважає застосування методу з самого початку заводнення пластів.

Заводнення з полімерами. Суть методу полягає у вирівнюванні рухомостей нафти (kн) і агента, що витісняє (kвит), що зумовлює збільшення охоплення пластів впливом. На практиці з метою економії полімеру для загущення води і підвищення економічної ефективності методу застосовують технологію заводнення, за якої спочатку в пласт запомповують облямівку загущеної води з її подальшим просуванням звичайною водою. Досліди показують, що при цьому перед загущеною водою утворюється вал похованої води, потім вал нафти, що витісняється розчином. Відносна технологічна ефективність методу полімерного заводнення зростає в порівнянні зі звичайним заводненням для високов'язких нафт. Але у випадку дуже високої в'язкості нафт 100 і більше мПа·с ефективність методу за техніко-економічними показниками низька.

Не рекомендується метод полімерного заводнення в пластах, що містять глинистий матеріал (5...10% і більше), тому що в присутності глини відбувається взаємна коагуляція двох різних колоїдних систем, Існують обмеження щодо використання полімерного заводнення по проникності і пластовій температурі. Рекомендується використовувати полімерне заводнення за проникності вище 100-10~9 мі пластової температури нижчою 90°С. За вищої температури може відбуватися деструкція молекул полімеру зі зміною властивостей розчину. У деяких випадках застосування полімерного заводнення обмежується хімічним складом пластових вод. Тому підбір полімеру для заводнення варто робити з урахуванням хімічної сполуки пластових вод.

На ефективність процесу впливає час його застосування залежно від періоду розробки. Так, якщо полімерне заводнення застосовують з самого початку розробки покладу з заводненням, то оскільки в'язкість полімерного розчину більша від в'язкості води, перед полімерним розчином може утворитися фронт сильномінералізованої води. При змішуванні полімерного розчину з мінералізованою водою може відбуватися руйнування (деструкція) структури полімерного розчину.

Використання полімерного заводнення на пізній стадії розробки родовища, коли пласт істотно заводнений, а продукція свердловин характеризуєтеся високим вмістом води, може сприяти розведенню полімеру водою з погіршенням характеристик витіснення. Як показує досвід, найбільш сприятливі умови для застосування полімерного заводнення складаються наприкінці безводного (початку водного) періоду експлуатації свердловин.

Заводнення міцелярними розчинами. Досконалішим у порівнянні з розчинами ПАР та іншими застосовуваними для заводнення реагентами з погляду нафтовитіснювальної запомповують здатності варто вважати міцелярні розчини (мікроемульсіі), тому що під час заводнення ними продуктивних пластів використовується перевага змішуваного витіснення. Рідини, які нагнітаються, змішуючись з рідинами колектора, діють так, що перша з них рідина в контакті з рідиною пласта може бути розведена до високого ступеня вуглеводнями чи водою без фазового поділу.

Мета застосування міцелярних розчинів полягає в тому, щоб зменшити поверхневий натяг між пластовими рідинами і рідиною, використовуваною для заводнення. Їх застосовують для поліпшення проникності для води чи нафти відповідно в нагнітальних чи видобувних свердловинах.

Міцелярні розчини готують на основі вуглеводневої сировини (стабілізований газолін, зріджені нафтові гази, розчинні мастила), як активну речовину використовують нафтові сульфокислоти. До основних компонентів відноситься вода або водні розчини електролітів. Як стабілізатори використовують газопропиловий, нормальний або вторинний бутиловий спирти, кетони, ефіри.

Під заводнення з використанням міцелярних розчинів варто вибирати об'єкти з високою початковою нафтонасиченістю. В'язкість пластової нафти повинна бути невисокою, тому що при цьому забезпечується рівномірне переміщення розчину по пласту. Технологічно процес заводнення з використанням міцелярних розчинів здійснюється створенням облямівки з розчину, яка в подальшому проштовхується водою. Для попередження руйнування облямівки попередньо створюється буферна облямівка загущеної води (вода, загущена полімерами). Використовуючи міцелярні розчини як витіснювальні рідини, можна досягти коефіцієнта витіснення 60…90%.

Заводнення лужними розчинами. Метод базується на зниженні поверхневого натягу на межі нафти з розчином лугу, а також на здатності лужних розчинів утворювати стійкі водонафтові емульсії, які. маючи більшу в'язкість, сприяють вирівнюванню рухомостей (k) для витісненого і витіснювального агентів. Зі збільшенням у нафтових розчинах вмісту органічних кислот ефективність методу підвищується, що зумовлено зменшенням поверхневого натягу на межі нафта-лужний розчин. Рекомендується використання лужних розчинів для нафт високої в’язкості і неоднорідних пластів. Варто очікувати позитивних результатів у пошарово-неоднорідних пластах. Область застосування методу обмежується за наявності в пластових водах іонів Са++, тому що у взаємодії лугу з іонами Са++ утворюється пластівцеподібний осад, який закупорює пористе середовище.

Витіснення нафти газом високого тиску. Метод полягає у створенні в пласті облямівки легких вуглеводнів па межі з нафтою, що забезпечує процес витіснення нафти, що змішається. Технологія розробки нафтових покладів ґрунтується на витісненні нафти рідинами, що змішуються з нею і газами. Вона з'явилася як результат удосконалення способів підтримання пластового тиску шляхом запомповування газоподібних агентів. Під час витіснення нафти газом деяка кількість нафти затримується в порах колектора капілярними силами. Вишукування, спрямовані на підвищення ефективності технології запомповування газу, призвели до виникнення ідеї змішуваного витіснення, коли між рідиною, що витісняє, і рідиною, що витісняється, не виникає капілярних ефектів. Відбувається екстракція нафти агентом, що витісняє.

Стосовно до різню, пластових систем розроблені її апробовані такі технологічні схеми підвищення нафтовіддачі 1) запомповування газу високого тиску; 2) витіснення нафти збагаченим газом; 3) витіснення нафти облямівкою з вуглеводневих рідин з подальшим просуванням її шляхом нагнітання сухого газу.

Встановлено, що взаємна зміщуваність нафти і газу без попереднього збагачення газу важкими вуглеводнями (С2Н6 і вище) може відбуватися за високого тиску (15 МПа і вище), тому режим газу високого тиску придатний для глибоко залеглих покладів нафти (понад 1500 м). Процес краще здійснювати в пластах з легкими, мало в’язкими нафтами. У випадку попереднього збагачення газу важкими вуглеводнями (бутан-пропанова фракція) чи попереднім запомповуванням легких вуглеводневих систем об'єкт розробки можна вибирати на меншій глибині і меншому тиску нагнітання газу. Обсяг облямівки вуглеводневого розчинника може складати 2...5% обсягу пор пласта і визначається з розрахунку технологічних параметрів процесу. Під час запомповування газу в похилозалеглий пласт спостерігається нерівномірність процесу витіснення, зумовлена гравітаційним поділом нафти і газу. Тому кращими об'єктами для запомповування газу високого тиску є пласти з великими кутами залягання, рифові і куполоподібні поклади. Запомповування газу високого тиску проводять у пласти з низькою проникністю, де процес заводнення з техніко-економічних причин неефективний. Негативний вплив на ефективність процесу робить неоднорідність пластів (особливо пропласткова неоднорідність).

Коефіцієнт витіснення нафти розчинниками в зоні витіснення, що змішується, може сягати 90...95%. Однак за рахунок відносно низької в'язкості розчинників (у порівнянні з в'язкістю нафти) коефіцієнт звичайно нижчий, ніж під час витіснення водою. З метою попередження фазової і в'язкісної нестійкості під час витіснення нафти газом високого тиску вдаються до почергового запомповування газу і води.

Заводнення з вуглекислотою. Метод ґрунтується на тому, що двоокис вуглецю СО2, розчиняючись в нафті, збільшує її об'єм і зменшує в'язкість, а з іншого боку, розчиняючись у воді, підвищує її в'язкість. Таким чином розчинення СО2 у нафті і воді зумовлює вирівнювання рухомостей нафти (kнн) і води (kвв) що створює передумови до одержання більшої нафтовіддачі, як за рахунок збільшення коефіцієнта витіснення, так і коефіцієнта охоплення. Протипоказаннями до застосування методу є висока мінералізація пластової води й особливо наявність солей кальцію. Крім того, не рекомендується застосування вуглекислоти в пластах, нафти яких містять багато асфальто-смолистих компонентів. За взаємодії вуглекислоті з солями кальцію і асфальто-смолистими речовинами випадає твердий осад, здатний закупорити пори пласта. Ефективність вуглекислотного впливу залежить від ступеня обводнення пласта. З ростом обводнення ефективність методу знижується.

Двоокис вуглецю подають у пласт за такими технологічними схемами: а) у вигляді водного розчину заданої концентрації – карбонізована вода; б) як разову облямівку реагенту, що просувається по пласту карбонізованою чи звичайною водою; в) як почергові облямівки двоокису вуглецю, які просуваються по пласту запомпованою водою.

Запомпована карбонізована вода в контакті з нафтою збіднюється двоокисом вуглецю, що переходить у нафту. Надалі витіснення нафти відбувається водою з низьким вмістом реагенту, що істотно знижує ефективність процесу. При створенні разової облямівки СО2 з проштовхуванням її водою в зв'язку з тим, що рідкий СО2 має малу в'язкість, відзначається в'язкісна нестійкість у переміщенні водонафтового контакту з проривом облямівки у видобувні свердловини. Почерговим нагнітанням СО2 і води створюється декілька облямівок, що чергуються. Розчинення вуглекислоти в нафті і воді знижує негативний ефект у в'язкісній нестійкості під час переміщення ВНК. Тому кращим для впровадження є метод почергового запомповування вуглекислоти і води.

З огляду на складність у транспортуванні СО2, а також вимоги охорони навколишнього середовища, проектування розробки покладів нафти варто орієнтувати на постачання СО2 від близькорозташованих до родовища виробників вуглекислого газу.

Сірчанокислотне заводнення. В основі застосування концентрованої сірчаної кислоти для підвищення нафтовіддачі пластів лежить комплексний вплив цього реагенту як на мінерали скелету пласта, так і на нафту, що міститься в ньому, і поховану воду.

Хімічна взаємодія сірчаної кислоти з ароматичними вуглеводнями нафт призводить до утворення сульфокислот у кількості 5...7% маси нафти, що є аніонними ПАР і сприяють поліпшенню вилучення нафти з пор пласта. Як показали лабораторні експерименти, під час витіснення нафти з пористих середовищ облямівкою сірчаної кислоти коефіцієнт витіснення зростає на 13...15% у порівнянні зі звичайним заводненням. Висока ефективність зумовлена не тільки утворенням з нафт ПАР, але і тим, що за хімічної взаємодії сульфат-іонів з солями кальцію, що складають мінералогічну основу породи, утворюється малорозчинний у воді сульфат кальцію – гіпс. Кристалики гіпсу частково закупорюють пори пласта, промиті водою, направляючи наступні порції води в пори, заповнені нафтою. Це спричиняє збільшення охоплення пласта витісненням. Крім того, розведення в пласті концентрованої кислоти похованою водою або водою, що раніше нагніталася, супроводжується виділенням тепла. Під час розведення 1 т і кислоти до 0,5% концентрації виділяється 620 тис кДж тепла. Взаємодія сірчаної кислоти з теригенними породами привибійної зони пласта призводите до збільшення їх проникності, що поряд з випаданням гіпсу в глибині пласта, зумовлює перерозподіл градієнтів тиску в напрямку їх збільшення в зоні на фронті витіснення. Концентрована сірчана кислота, взаємодіючи з карбонатами породи, утворює вуглекислоту в кількості 400 кг/т.

СаСО3 + Н2SО4 = СаSО4 + Н2СО3.

У процесі нагнітання сірчаної кислоти утворюється облямівка розміром до 3% об’єму пор пласта чотирипроцентного розчину вуглекислоти – карбонізовоної води, що зумовлює зростання коефіцієнта нафтовилучення.

Витіснення нафти парою. Метод призначений для зниження в'язкості нафти під час її нагрівання. Крім того, важливу роль у витісненні нафти з пористого середовища відіграє дистиляція легких фракцій нафти в газову фазу. Ефективність способу залежить, у першу чергу, від властивостей пластової нафти. Вважається, що метод доцільно застосовувати в пластах з в'язкістю нафти більше 50 мПа·с. Установлено, що кращі результати паротеплового впливу одержують у порових колекторах. Сильна неоднорідність, тріщинуватість, а також набрякання глин пласта, як результат взаємодії з дистилятом пари, є факторами, які обмежують область застосування способу. Ефективність також знижується зі зменшенням пористості і проникності пластів. Результати досліджень показують, що нижня межа пористості для використання методу – 18…20%, проникності близька 100-109 м2. Збільшенню товщини пласта позначається позитивно. Але якщо воно понад 20 м, то починають проявлятися гравітаційні сили, що погіршує показники. На ефективність методу істотний вплив роблять тепловтрати при нагнітанні пари з поверхні. Зі збільшенням глиби чи свердловин тепловтрати в середовище, що оточує стовбур свердловини, зростають, тому застосування способу обмежується глибиною свердловин 1000...1200 м.

Поряд з використанням пари знаходить застосування метод нагрівання пластів з використанням нагрітої до 200°С води. Нагнітання теплоносіїв (перегріта пара чи гаряча вода) у пласт – обов'язкова умова технології розробки у процесі внутрішньоконтурного заводнення родовищ, нафти яких високопарафінисті і пластова температура близька до температури початку кристалізації парафіну. Після попереднього розігрівання привибійної зони пласта і витіснення нафти на відстань декількох десятків метрів від свердловини можна переходити на нагнітання холодної води.

Витіснення нафти в процесі внутрішньопластового горіння. Суть методу внутрішньопластового горіння в процесі розробки покладів нафти зводиться до утворення і переміщення по пласту високотемпературної зони порівняно з невеликих розмірів, у якій тепло генерується в результаті екзотермічних реакцій між часиною нафти, яка міститься в пласті, і киснем, який знаходиться в повітрі, що нагнітається. Механізм витіснення нафти із пласта є наслідком підтримки і переміщення по пласту зазначеної високотемпературної зони.

Процес внутрішньопластового горіння можна розділите на два види.

  1.  За напрямком руху високотемпературної зони (горіння) і окислювача: а) прямоплинний процес внутрішньопластового горіння й окислювача збігаються; б) протиплинний процес, коли зона горіння рухається назустріч потоку окислювача.
  2.  За джерелом палива для підтримки окисних реакцій у пласті (горіння): а) процес внутрішньопластового горіння без введення в пласт додаткового палива (тільки з нафти, що знаходиться в пласті); б) процес внутрішньопластового горіння з введенням у пласт додаткового палива.

На сьогодні найбільш вивчений і знайшов широке застосування на нафтових родовищах прямоплинний процес внутрішньопластового горіння без введення в пласт додаткового палива.

Прямоплинний процес внутрішньопластового горіння, як і будь-який його різновид, починається зі створення в привибійній зоні пласта нагнітальних свердловин фронту горіння. Після того, як процес горіння стабілізувався, у пласті по напрямку віл. нагнітальної свердловини до видобувних можна виділити кілька характерних зон (див. рис. 29.1).

Між вибоєм нагнітальної свердловини і фронтом горіння розміщується випалена зона 1. За нормального протікання процесу в ній залишається суха, вільна від будь-яких домішок, порода пласта. У покрівлі і підошві пласта в цій зоні після проходження фронту горіння може залишатися нафтонасиченість 2, тому що у зв'язку з втратами тепла в покрівлю і підошву температура в цих частинах може виявитися недостатньою для займання палива. Встановлено, що зона фронту горіння 3 має порівняно малі поперечні розміри і не доходить до покрівлі і підошви пласта. Безпосередньо перед фронтом горіння в перовому просторі породи рухається зона 4 коксоутворення і випаровування порівняно легких фракцій нафти і зв'язаної коди. Нагрівання цієї області пласта здійснюється за рахунок теплопровідності і конвективного перенесення тепла парами води, нафти і газоподібними продуктами горіння. Температура в цій зоні падає від температури горіння до температури кипіння води (в суміші з нафтою) за пластового тиску. Перед зоною випаровування рухається зона конденсації парів 5 води і нафти. Температура цієї зони дорівнює температурі кипіння суміші води і нафти. Попереду зони конденсації рухається зона б рідкого гарячого конденсату, нафти і води. Температура в зоні 6 знижується від температури конденсації до пластової. Перед зоною конденсату, нафти і води може утворитися «нафтовий вал» 7 (зона підвищеної нафтонасиченості) за температури, рівній пластовій.

Нарешті, з'являється зона 8 нафти з початковою нафтонасиченістю і пластовою температурою, через яку фільтруються газоподібні продукти горіння, що залишилися.

Умова функціонування прямоплинного процесу внутрішньопластового горіння зводиться до того, що кількість коксу, що утворюється в пласті, повинна складати 17 кг і більше на 1 м3 породи, швидкість руху в пласті повітря, яке нагнітається, повинна бути більша від швидкості руху осередка горіння. У разі порушення цієї умови може мати місце протиплинне горіння.

Останнім часом вивчається процес вологого горіння, суть якого полягає в тому, що одночасно з повітрям у пласт подають у певному співвідношенні воду. Осередок горіння після себе залишає нагріту породу, тепло якої за звичайною схемою використовується лише частково на нагрівання повітря. З додаванням води накопичене тепло можна використовувати для нагрівання і випаровування води. Вода, що випаровується, проходить через фронт горіння, не виявляючи істотного впливу на процес горіння. Досягнувши зони конденсації 5, водяна пара конденсується, збільшуючи розміри цієї зони і кількість тепла в ній. Швидкість переміщення нафти від нагнітальної свердловини до видобувної за вологого горіння вища.

Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі

Критеріями доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі є сукупність геолого-фізичних, фізико-хімічних, технологічних, економічних та інших умов, що визначають придатність об'єктів для одержання найкращих результатів від впровадження методу. Звичайно виділяються загальні та індивідуальні критерії.

Загальні вимоги.

1. Нафтові поклади повинні розбурюватись самостійними сітками свердловин.

2. Найбільший ефект досягається при застосуванні методу на ранній стадії розробки.

3. Застосування нових методів передбачає внутрішньоконтурні варіанти дії на пласти.

Індивідуальні вимоги. Нестаціонарне заводнення (циклічна дія і зміна напрямків фільтраційних потоків) рекомендується для всіх покладів, де здійснюється звичайне заводнення. Зі збільшенням в'язкості та неоднорідності пласта при умові гідродинамічного зв'язку ефективність процесу збільшується. Процес більш ефективний у гідрофільних колекторах з жорсткими системами розробки в поєднанні з підвищенням тиску нагнітання.

Основними факторами, що визначають ефективність застосування ПАР типу АФ9_12 (ОП-10, превоцел) є тип і властивості колекторів, фізико-хімічні властивості нафти і ПАР, стадія розробки, система розміщення і кількості свердловин і т.п. Факторами, що сприяють ефективності застосування ПАР, є низька в'язкість нафти (не перевищує 15 мПас), відносно низька адсорбція (кварцовий пісковик), низький міжфазний натяг на фронті розчин - нафта, більш висока неоднорідність пласта. Збільшення водонасиченості пласта (пізня стадія розробки або водонафтова зона) і збільшення температури вище точки помутніння ПАР - це фактори, що переважно знижують ефективність процесу.

Факторами, що сприяють застосуванню полімерів із метою збільшення нафтовіддачі, є підвищена в'язкість нафт (10-200 мПас), значна різниця у проникності пластів у розрізі, незначна товщина пластів. Негативно впливають на ефективність застосування полімерних розчинів наявність у водах солей лужно-земельних елементів, висока температура пластів (понад 80 — 90°С) і їх велика товщина.

Критеріями, що сприяють високій ефективності застосування лугів у процесах підвищення нафтовіддачі, є значний вміст у нафті органічних кислот (компонентів кислотного характеру), відносно висока проникність колектора (0,03 мкм2 і вище). Факторами, що негативно впливають на процес, є наявність газової шапки, низькі значення залишкової нафтонасиченосгі (менше 40%), вміст у воді солей жорсткості понад 4 моль/л, мінералізація води більше 20 %.

Стадія розробки нафтового покладу відіграє роль тільки у разі незначної активності нафти. Не впливає на процес товщина пластів, а неоднорідність може позначатись двояко -залежно від того, чи луг (або продукти його взаємодії) приводить до вирівнювання профілів.

Прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі за промисловими       даними.

На стадії проектування його визначають за формулою .

У зв’язку з тим, що значення коефіцієнта кінцевої газовіддачі в основному визначається особливостями геологічної будови і розробки конкретного родовища, його надалі уточнюють за промисловими даними. Для цього запропоновано використовувати криву середньої продуктивності та криву зміни в часі різних відборів газу побудовану в напівлогарифмічній системі координат (метод прямої лінії).

Слід зазначити, що для невеликих за запасами газу родовищ економічно рентабельна мета відбору газу може досягти 2% від початкових запасів.

Аналіз промислових даних свідчить, що крива середньої продуктивності і метод прямої лінії можуть бути використані для прогнозування коефіцієнту кінцевої газовіддачі і у випадку водонапірного режиму.

При процесі обводнення продуктивних пластів коефіцієнт газовіддачі при водонапірному режимі може бути вищий, ніж при газовому. Для цього необхідно, щоб виконувалася така умова:

Лекція 10.

Особливості проектування розробки.

  1.  Проектування розробки родовищ природних газів при водонапірному режимі.
  2.  Особливості проектування розробки газоконденсатних родовищ.
  3.  Проектування родовищ з високим питомим вмістом конденсату у пластовому газі та наявністю нафтової облямівки.
  4.  Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі

Розрахункова схема родовища. Основні рівняння. При проведенні розрахунків газо-

вий поклад зображають у вигляді укрупненої свердловини радіусом

площа газоносності (рис.7.4).

В розрахунках використовують такі формули і залежності.

1. Рівняння матеріального балансу для газового покладу при водонапірному режимі

(7.20)

— поточний поровий об'єм в газонасиченій і обводненій зонах покладу відповідно; — середні пластові тиски відповідно в газонасиченій частині пласта і обводненій зоні на момент часу t; — коефіцієнти надстисливості газу при пластовій температурі Тпл і відповідно при тисках і

  •  — середній коефіцієнт залишкової газонасиченості в обводненій зоні пласта.

 2. Вираз для обводненого по-рового об'єму

де — сумарна кількість води, що надійшла в газовий поклад на момент часу t.

3. Формула для розрахунку Qt(t)

де — сумарна кількість води, що надійшла в газовий поклад на момент часу — середній дебіт пластової води в моменти часу

4. Формула Дюгаої для витрати пластової води в обводненій зоні пласта в момент часу ґ

де — тиск на стінці укрупненої свердловини в момент часу — протитиск стовпа води, що надійшла в газовий поклад на момент часу — густина води;        —

поточний радіус газоносності; — висота підйому фронту води над початковим положенням; — середній коефіцієнт фазової проникності для води в обводненій зоні газового покладу;  — товщина газоносного пласта; — коефіцієнт динамічної в'язкості пластової води.

У формулі (7.23) тиск на руховій межі розділу газ - вода приймається рівним середньому тиску в газовому покладі в момент часу Л

5. Вираз для розрахунку тиску на стінці укрупненої свердловини в момент часу ґ

 

де(7.25)

К, к- відповідно коефіцієнти проникності і п'єзопровідності водоносного пласта; — безрозмірний час (параметр Фур'є); — табульована функція безрозмірного часу, яка визначається граничними умовами [5].

Таблиці функції 7( 7) складені для нескінченного (безмежного) за протяжністю (довжиною), скінченного замкнутого і відкритого водоносного пласта. Значення відповідно для покладу, який розміщений у нескінченному водоносному пласті і експлуатується з постійним в часі дебітом води, наведені нижче:

0,01 і 0,112; 0,05 і 0,229; 0,1 і 0,315; 0,15 і 0,376; 0,2 і 0,424; 0,25 і 0,469; 0,3 і 0,503; 0,4 і 0,504; 0,5 і 0,616; 0,6 і 0,659, 0,7 і 0,702; 0,8 і 0,735; 0,9 і 0,772; 1 і 0,802; 1,5 і 0,927; 2 і 1,02; 2,5 і 1,101; 3 і 1,169; 4 і 1,275; 5 і 1,362; 6 і 1,436; 7-і 1,5; 8 і 1,556; 9 і 1,604; 10 і 1,651; 15 і 1,829; 20 і 1,96; 25 і 2,067; 30 і 2,147; 40 і 2,282; 50 і 2,388; 60 і 2,476; 70 і 2,55; 80 і 2,615; 90 і 2,672; 100 і 2,733; 150 і 2,921; 200 і 3,064; 250 і 3,173; 300 і 3,263; 400 і 3,406; 500 і 3,516; 600 і 3,608; 700 і 3,684; 800 і 3,750; 900 і 3,809; 1000 і 3,86.

Зі спільного розв'язання рівнянь (7.19) - (7.24) одержують такий вираз для дебіту пластової води, яка надійшла в газовий поклад у момент часу.

Методика розрахунку показників розробки однопластового газового покладу при водонапірному режимі.

Періоди зростаючого і постійного видобутку газу.

  1.  Задаються рядом послідовних значень часу t.
  2.  Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір газу і темп відбору газу .
  3.  Визначають безрозмірний час t (за формулою (7-25)).
  4.  За знаходять табульовану функцію безрозмірного часу (з відповідних таблиць залежно від граничних умов).
  5.  Обчислюють суму D (за формулою (7.27) ).
  6.  Визначають дебіт пластової води яка надходить в газовий поклад в момент часу t (за формулою 7.26)). При цьому тут і в подальших розрахунках до уточнення значення окремих величин приймають рівними їх значенням на попередній момент часу чи беруть з попередньої ітерації.
  7.  Обчислюють сумарний об'єм води, яка надійшла в газовий поклад на момент часу (за формулою (7.22)).
  8.  Визначають поточні порові об'єми в обводненій зоні (за формулою (7.21)) і в газонасиченій частині покладу (з формули (7.20) ).
  9.  Знаходять поточне положення межі розділу газ-вода і висоту підйому газоводяного контакту над початковим положенням y(t ). Для визначення )і використовують залежності одержані для конкретного родовища. Наближено можна знайти за формулами

де Н— поверх газоносності покладу

1.10 Шукають середній пластовий тиск в газонасиченій частині пласта на момент часу  (зформули (7.19)).

1.11. Знаходять тиск на початковому контурі газоносності в момент часу t 

(за формулою (7.24) або з формули (7.23)).

  1.  Визначають середній пластовий тиск в обводненій зоні пласта і відповідниййому коефіцієнт надстисливості газу

  1.  Повторюють всі розрахунки, починаючи з п. 1.6 і так доти, поки не буде досягнуто заданого ступеня точності у визначенні
  2.  Обчислюють поточний коефіцієнт газовіддачі обводненої зони

На кожний момент часу після проведення розрахунків за п. 1.1 -1.14 знаходять параметри роботи середньої свердловини і число свердловин n(t). При цьому необхідно враховувати можливість обводнення частини свердловин в процесі підйому газоводяного контакту. Для уточнення числа обводнених свердловин наносять на структурну карту і геологічні профілі поточне положення газоводяного контакту. В подальших розрахунках обводнені свердловини не враховують.

2. Період спадання видобутку газу. Розрахунки основних показників розробки газового покладу для періоду спадання видобутку газу проводять в аналогічній послідовності, що і для періодів зростаючого і постійного видобутку за винятком п.1.2, в якому сумарний видобуток газу не задається, а визначається (за А, п.2.2). Крім цього, додатково проводиться ще один ітераційний процес. Після уточнення параметрів роботи середньої свердловини і числа свердловин rt(t) повторюють всі розрахунки, починаючи з п.2.2 (А) зі знайденими величинами q(t) і n(t) і т.д.

Крім розглянутої методики, запропоновані також точніші і спрощені методики. В відомих ускладнених методиках враховуються втрати тиску в газонасиченій частині пласта, пов'язані з фільтрацією газу і впливом сил тяжіння, зміна температури в межах газонасиченої товщини пластів, неоднорідність продуктивних пластів по площі та розрізу, а також двофазність руху (води і частини залишкового газу) і перемінність (змінність) коефіцієнтів фазової проникності для води і залишкової газонасиченості в обводненій зоні. В спрощених методиках прийняті різні допущення і наближення: нехтуються фільтраційні втрати тиску в обводненій зоні та протитиск води, яка надходить у газовий поклад; не враховується защемлення в пористому середовищі газу водою; середній тиск в обводненій частині пласта приймається рівним середньому тиску в газонасиченій зоні або тиску на початковому контурі газоносності. Розрахунки показують, що ускладнені методики слід застосовувати у випадку неоднорідних пластів, високої залишкової газонасиченості обводненої зони, а також після відбору з покладу понад 50 % газу від початкових запасів. У початковий період розробки газових покладів для оціночних розрахунків можуть знайти застосування окремі спрощені методики.

Визначення показників розробки газоконденсатного родовища

Газоконденсатні родовища можуть розроблятися на режимі виснаження природної пластової енергії або з повним чи частковим підтриманням пластового тиску шляхом закачування в них сухого газу (природного вуглеводневого, побіжного нафтового і невуглеводневого), води та їх поєднання.

Прогнозування показників розробки газоконденсатного родовища на режимі виснаження пластової енергії. В основу розрахунку показників розробки газоконденсатного покладу на виснаження взято рівняння матеріального балансу для газоконденсатного покладу при газовому режимі

— об'єм пор пласта, зайнятий нестабільним (сирим) конденсатом, що випав з газу на момент часу маси видобутого пластового газу відповідно на моменти часу ; — видобуті об'єми сухого газу відповідно на моменти часу і приведені до стандартних умов  — сумарний об'єм видобутого пластового газу на момент часу — коефіцієнт насиченості пор пласта нестабільним конденсатом;  — відповідно густини пластового газу початкового і поточного складу, приведені до — густина нестабільного конденсату, що випав в пласті на момент часу ґ, приведена до тиску Рпл і температури Тпл ; /З об'ємні коефіцієнти переводу сухого газу в пластовий при стандартних умовах і тисках

Під час розрахунків, крім вихідних даних, які використовують при проектуванні розробки газового покладу, додатково необхідно мати залежності

а також дані про вміст вуглеводневого конденсату в пластовому газі та газі, який видобувають з свердловин, при різних значеннях пластового тиску і умови сепарації вуглеводневої суміші. Дані залежності одержують в результаті проведення експериментальних досліджень конкретної газоконденсатної суміші з використанням бомби РУТ на установках типу УГК-3   (УФР-2)   або  розрахунковим шляхом, виходячи з початкового складу пластового г зу. На рис.7.5 показані деякі характерні за-Рис.7.5. Зміна в процесі зниження пласто- лежності для Вуктильського газоконденсат-вого тиску характеристик газоконденсат-   ного родовища, для якого початковий пласто-ної суміші для Вуктильського родовища    вий тиск дорівнює 37МПа, тиск початку конденсації - 33 МПа, тиск максимальної конденсації -15 МПа, початковий вміст конденсату в газі - 500 см33.

Показники розробки газоконденсатного покладу на виснаження слід знаходити, виходячи з розв'язання диференційного рівняння, яке описує процес двофазної багатокомпонентної фільтрації газорідинної суміші з фазовими переходами при зміні тиску і температури. Наближено розрахунки основних показників розробки газоконденсатного покладу на виснаження проводяться в такій послідовності, як і для газового.

3. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками у режимі виснаження пластової енергії можуть бути застосовані такі три способи, які відрізняються черговістю видобуту нафти, газу і конденсату: 1) випереджуюча розробка газоконденсатного покладу з наступ ним уведенням в експлуатацію нафтової облямівки; 2) випереджуюча розробка нафтової облямівки з наступним уведенням в експлуатацію газоконденсатного покладу; 3) одночасна розробка нафтової облямівки і газоконденсатного покладу.

Усі перелічені способи характеризуються низькими коефіцієнтами конденсатовіддачі і нафтовіддачі. Випереджуюча розробка газоконденсатного покладу супроводжується переміщенням нафти в газову зону, розгазуванням нафти і зниженням нафтонасиченості в облямівці. Більш раціональною з точки зору повноти видобутку нафти е випереджуюча розробка нафтової облямівки. Однак у процесі відбору нафти переважно спостерігається локальне загазування нафтової облямівки, що призводить до зниження повноти використання запасів нафти. В результаті при застосуванні вказаних способів досягаються менші коефіцієнти нафтовіддачі, ніж при розробці нафтових покладів у режимі розчиненого газу.

Найбільший інтерес викликає спосіб одночасної розробки нафтової і газоконденсатної зон. На практиці застосовується технологічна схема, що грунтується на безперервному регулюванні дебітів нафти і газу пропорційно зниженню пластового тиску. Однак вона не забезпечує рівноваги газонафтового контакту, про що свідчить досвід розробки газонафтових родовищ. Внаслідок недостатньої надійності регулювання положення межі розділу газу і нафти в процесі розробки покладу відбувається загазування нафтової облямівки або вторгнення нафти в газову зону.

Вказана мета не досягається і у випадку застосування приконтактного способу експлуатації нафтових облямівок малої товщини. Цей спосіб полягає в розміщенні видобувних свердловин в один ряд в області межі розділу газу і нафти, підключенні до них нижньої частини газоконденсатної зони та верхньої частини нафтової облямівки і спільному відборі нафти, газу і конденсату. Внаслідок автоколивального характеру переміщення газонафтового контакту можливі втрати нафти в газовій зоні, порушення суцільності нафтової облямівки і прориви контурної води у видобувні свердловини.

Одним з варіантів підвищення надійності управління положенням газонафтового контакту при одночасній роздільній розробці нафтової та газоконденсатної зон єдиною сіткою свердловин є ступінчаста зміна дебітів нафти і газу і підтримання їх постійними протягом інтервалу часу, за який газонафтовий контакт не досягне крайніх верхнього або нижнього положень у кожній свердловині. Після цього вибирають нові значення дебітів газу і нафти.

Коефіцієнт нафтовіддачі при розробці нафтогазоконденсатних родовищ у режимі виснаження не перевищує 10 — 15 %, а при товщині оторочки менше 8 м становить 5-8 %.

Підвищенню коефіцієнта нафтовіддачі при одночасно-роздільній експлуатації єдиною сіткою свердловин газоконденсатної зони та її нафтової облямівки сприяє запобігання утворення конусів газу. Можливими напрямками боротьби зі загазуванням свердловин є створення на межах нафтової і газової зон локальних непроникних екранів, вибір оптимального розміщення інтервалів розкриття пласта і зниження фільтраційних опорів у нафтовій частині родовища шляхом дії на привибійну зону і створення горизонтальних каналів (тріщин).

У газовій зоні багатьох газоконденсатних родовищ у вигляді рідкої фази міститься зв'язана (розсіяна) нафта. Насиченість продуктивних відкладів зв'язаною нафтою коливається в широких межах, помітно збільшуючись у низькопроникних щільних породах. У переважаючій- більшості випадків вона нижче значення, при якому нафта стає гідродинамічно рухомою, і не перевищує 20 — ЗО %. Тому під час розробки газоконденсатних родовищ у режимі виснаження зв'язана нафта практично не видобувається. Частковий рух і видобуток залишкової нафти можливий з обмежених за розмірами привибійних зон, де внаслідок випадіння і скупчення конденсату насиченість пористого середовища рідкими вуглеводнями перевищує граничне значення і дозволяє їм рухатись у поровому просторі. У промисловій практиці також відомі випадки появи зв'язаної нафти в продукції свердловин і у разі відсутності випадіння конденсату в пласті, коли створювались підвищені порівняно зі звичайними депресії на пласт.

Підвищення вуглеводневіддачі нафтогазоконденсатних родовищ. Раціональна технологія розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками повинна забезпечувати підтримання пластового тиску в нафтовій і газовій частинах пласта і ефективне витіснення нафти з пористого середовища по можливості дешевими і доступними агентами.

Стосовно розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками запропоновані різні способи підтримання пластового тиску (закачування води, газу чи води і газу одночасно) і технологічні схеми їх застосування. Вони можуть бути згруповані таким чином:

випереджуюча розробка нафтової (або газової) зони родовища з підтриманням пластового тиску і наступне уведення в експлуатацію газової (нафтової) зони без додаткової дії на пласт чи зі закачуванням робочого агента;

одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску тільки в нафтовій або газовій частині пласта;

одночасна розробка газоконденсатного покладу і нафтової облямівки з підтриманням пластового тиску в обох частинах пласта (нафтовій і газовій);

бар'єрне заводнення при відсутності додаткової дії на нафтову облямівку і газоконденсатний поклад чи в поєднанні зі закачуванням робочого агента в одну або обидві зони родовища;

ізоляція нафтової облямівки від газоконденсатного покладу шляхом закачування на їх межі фізико-хімічних агентів (піна, полімери, ізоляційні речовини) і наступна їх самостійна розробка з підтриманням пластового тиску.

Закачування газу переважно здійснюється в купольну частину структури, а у разі низької проникності продуктивних відкладів - за площовою системою в межах внутрішнього контуру газоносності. Запропоновані варіанти закачування води включають площове, бар'єрне і законтурне заводнення, а також їх поєднання, наприклад: бар'єрне і законтурне заводнення і його різновид двостороннє бар'єрне заводнення у випадку значної ширини газонафтової зони в крайових облямівках, коли нагнітальні свердловини розміщують уздовж внутрішнього і зовнішнього контурів газоносності. Газ і вода при їх спільному використанні можуть закачуватися у вигляді водогазової суміші або послідовно.

При розробці нафтогазоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску закачування робочого агента і відбір нафти та газу можуть здійснюватись по всій товщині продуктивного пласта або вибіркою тільки по нафтонасиченій чи газонасиченій частині.

Стосовно розробки нафтогазоконденсатних родовищ з підошовною водою запропонована технологія розробки, яка грунтується на розкритті у видобувних свердловинах газових, нафтових і водоносних інтервалів і одночасно-роздільному відборі газу, нафти і води. З метою стабілізації положень газонафтового і водонафтового контактів і підвищення коефіцієнта вуглеводневіддачі здійснюється зворотнє закачування сухого газу в газоконденсатну частину пласта і видобутої води у водоносну зону.

При наявності в газоконденсатній зоні зв'язаної нафти розробка нафтогазоконденсатного родовища може здійснюватися в умовах контрольованого вторгнення нафти в газову частину пласта. Результати лабораторних досліджень і промислові дані свідчать про збереження цілісності облямівки при надходженні нафти до газоконденсатної зони і залучення в розробку при певних умовах зв'язаної нафти.

З метою підвищення ефективності витиснення з облямівки нафти, яка характеризується підвищеною в'язкістю порівняно з нафтовими родовищами, попереду робочого агента можуть закачуватися у вигляді облямівки вуглеводневі розчинники (зріджені нафтові гази, збагачений газ, широка фракція легких вуглеводнів, нестабільний вуглеводневий конденсат та ін.) об'ємом 20 — 25 % від об'єму нафтонасичених пор пласта.

Щодо розробки газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою, то підтримання пластового тиску шляхом закачування в пласт сухого газу чи води буде сприяти видобутку тільки незначної кількості нафти за рахунок часткового випаровування її у газову фазу чи витіснення водою. Більш ефективним є застосування облямівки газоподібних і рідких вуглеводневих розчинників. Один з можливих варіантів технології підвищення вуглеводневіддачі газоконденсатних родовищ зі зв'язаною нафтою полягає у тому, що родовище спочатку розробляють у режимі виснаження, що призводить до ретроградного випадіння конденсату в пласті та збільшення насиченості пористого середовища рідкими вуглеводнями. При цьому конденсат, що випав, розчиняється в залишковій нафті, зменшуючи її густину і в'язкість. Після зниження пластового тиску до значення, при якому насиченість пористого середовища вуглеводневою рідиною стає максимальною, а її густина і в'язкість - мінімальними, проводять закачування витісняючого агента (газ, вода), підтримуючи надалі тиск постійним на досягнутому рівні.

Лекція 11.

Розрахунки технологічних показників розробки нафтових покладів на природних режимах виснаження.

  1.  Розрахунки стосовно до пружного режиму.
  2.  Розрахунки стосовно до режиму розчиненого газу

Група природних режимів виснаження вміщує режими: пружний, розчиненого газу і гравітаційний. Гравітаційний режим у покладі практично не допускається, оскільки він економічно малоефективний. Тому обмежимося розрахунками лише стосовно перших двох режимів.

  1.  Розрахунки стосовно до пружного режиму

Пружність пласта проявляється в початковий період розробки покладу, якщо тиск р у ньому є вищим тиску насичення нафти газом рн, а також за цієї ж умови щодо тиску в процесі подальшої розробки з підтримуванням пластового тиску в разі невідповідності темпів відбирання і нагнітання, тобто коли р >рн.

Якщо нафтовий поклад (або кілька покладів) розташований у великій водонапірній області, то залежно від темпів відбирання рідини і активності законтурної області він може працювати на пружноводона-пірному режимі в цій області, а в межах нафтової частини може проявлятися режим витіснення негазованої або газованої нафти водою.

Оскільки пружний режим, як правило, дуже швидкоплинний, то свердловини розміщують відповідно до наступного режиму (часто до водонапірного). У разі пружного режиму визначають зміни дебітів свердловин або тисків у покладі з часом.

Для розрахунку зміни тиску в часі у кожній точці пласта необхідно розв'язати основне диференціальне рівняння (2.1) або (2.18) неусталеного (нестаціонарного) руху пружної (стисливої) рідини в пружному пористому середовищі, яке може бути неоднорідним або однорідним пластом. Для розв'язування задають відповідні крайові (початкові та граничні) умови. Розв'язки отримують чисельним або аналітичним методом.

Використання чисельних методів викладено вище; розглянемо гепер аналітичні методи.

Для аналітичного розв'язування беремо модель однорідного пласта. Простий і найчастіше використовуваний розв'язок рівняння (2.18) - основна формула пружного режиму для точкового стоку (джерела), який пустили в роботу зі сталим дебітом (витратою) однорідної стисливої рідини в однорідному нескінченному пласті

де Δр - зміна тиску в момент часу t у будь-якій точці пласта, яка розміщена від точкового стоку на відстані r; t - час, який відраховується від початку роботи пласта; інтегральна показникова функція (інтегральний експоненціал), табульована залежно від аргументу .

Для малих знании аргументу и за з похибкою не більше 1% основну формулу пружного режиму (2.20) після розкладання в ряд і утримання перших двох членів ряду можна записати:(2.21)

zкщо в пласті працює група свердловин, то їх взаємодію (інтерференцію) можна врахувати за допомогою методу суперпозиції (накладання), згідно з яким зміна тиску в будь-якій точці пласта дорівнює алгебраїчній сумі змін тисків  створених у цій точці роботою окремих стоків і джерел, які представляють видобувні і нагнітальні свердловини. Тоді з використаннями основної формули пружного режиму можна записати зміну тиску для випадку одночасного пуску усіх свердловин у роботу:

 

або пуску свердловин у різний час

Де n - кількість свердловин;   - сталий об'ємний дебіт стоку (додатний)    або    джерела    (від'ємний)    за    номером   j; - час відповідно з початку пуску усіх свердловин, першої свердловини та свердловини, причому - відстань від центру j- свердловини до точки, де визначається зміна тиску  (наприклад, на контурі свердловини).

Отже, використовуючи подані формули, можна розрахувати зміну тиску в будь-якій точці пласта або на контурі (вибої) кожної свердловини. Якщо свердловин багато, особливо за дебітів, які змінюються в часі, то розрахунки стають дуже трудомісткими. Тому для розрахунків використовують ЕОМ.

Іноді свердловини тим чи іншим способом групують, замінюючи групу свердловин однією розрахунковою свердловиною, прямолінійними або коловими рядами, стосовно до яких запропоновано розрахункові формули. Є також формули для розрахунків за лінійного характеру зміни дебітів та ін.

Якщо задано не дебіт, а тиски як функції часу, то задача істотно ускладнюється, як і всі обернені задачі. У даному випадку результат додавання змін тисків від роботи окремих свердловин або їх груп задано, а потрібно визначити вхідні доданки (дебіти). Для цього необхідно розв'язати систему алгебраїчних рівнянь першого степеня, яка складена за типом рівнянь.

Наведені формули справедливі для точкового стоку (джерела). Проте, як показали аналізи, ними можна користуватися не лише для звичайної свердловини із зведеним радіусом , але й для збільшеної свердловини-нафтового покладу, що розміщений у водонапірній області. Радіус збільшеної свердловини /стосовно розглядуваного покладу, площа якого дорівнює , визначається за формулою площі круга. Тоді для розрахунку зміни тиску на лінії ВНК (водонафтового контуру) в разі пружноводонапірного режиму задача розв'язується для збільшеної свердловини з радіусом і відбором (дебітом) рідини, зосередженим у центрі збільшеної свердловини, за формулою (2.20) або (2.26). Задаючись рядом значин відбору з покладу, можна дістати ряд кривих зміни тиску в часі, а також визначити відповідні тривалості розробки покладу до моменту часу, за якого тиск у покладі або на лінії ВНК не буде дорівнювати тиску насичення нафти газом рн, або мінімальному (граничному) тиску фонтанування свердловини.

Якщо в'язкість нафти значно більша в'язкості законтурної води (навіть за пружного режиму в нафтовій частині покладу) або пружноводонапірний режим надалі переходить у режим витіснення газованої нафти водою (за рахунок пружності порід і рідини в законтурній області), то такі особливості мають бути враховані. У такому разі необхідно використовувати чисельні методи.

У результаті дослідної експлуатації покладу отримують фактичну зміну тиску в часі. Часто вона не збігається з теоретичною, прогнозною зміною тиску в часі. Різниця може бути зумовлена похибкою взятих середніх значин параметрів пласта (коефіцієнтів гідропровідності  і п'єзопровідності к), які встановлюються в межах вивченої, як правило, нафтонасиченої частини пласта, а також обмеженістю водонапірної області або замкненістю покладу, наявністю зони активного надходження води (наприклад, з інших пластів). Для зведення до відповідності теоретичних даних фактичним, тобто для адаптації взятої моделі, вводять адаптаційні коефіцієнти (на погодження) у формулу (2.20) або (2.21):

(2.28)

де - відношення відповідно коефіцієнтів гідропровідності і п'єзопровідності у нафтовій і водяній зонах.

Значини коефіцієнтів визначають за фактичною кривою зміни тиску. Для цього записують, наприклад, рівняння (2.27) для двох моментів часу, а з цієї системи двох рівнянь визначають дві невідомі величини

Записані формули справедливі для нескінченних пластів; з достатньою, для практичних цілей, точністю їх можна використовувати і   для   обмежених   пластів,   якщо   параметр   (критерій)   Фур'є

-радіус зовнішньої межі пласта.

Для покладів із замкненою водонапірною областю зміну середнього тиску р можна встановити з диференціального рівняння виснаження обмеженого пласта на замкненопружному режимі:

де V— об'єм пласта, насиченого рідиною.

Для законтурної водонапірної області з радіусами меж  зниження середнього тиску в другу фазу розвитку пружного режиму (збурення тиску досягло межі Rк) можна записати наближено з рівняння (2.29) аналогічно формулі (2.26) у вигляді:

З урахуванням настання квазіусталеного розподілу тиску, однакового темпу зниження тиску в усіх точках пласта з наближеної формули середнього тиску в кільцевому пласті можна записати зміну тиску на контурі збільшеної свердловини, якщо Q = const:

Отже, аналітичні розрахунки параметрів розробки нафтового покладу стосовно до пружного режиму базуються на використанні основної формули пружного режиму і методу суперпозиції. їх виконання доцільне для оперативного, наближеного прогнозування показників розробки.

  1.  Розрахунки стосовно до режиму розчиненого газу

Режим розчиненого газу починається в пласті або з початку розробки його, якщо початковий пластовий тиск рп дорівнює тиску насичення нафти газом рн, або після виснаження пружної енергії, якщо поточний пластовий тиск рп стає рівним тиску насичення рн, тобто

Пластова енергія визначається кількістю розчиненого газу в одиниці об'єму нафти і рівномірно розподілена по покладу. Тому свердловини доцільно розташовувати по рівномірній (квадратній чи трикутній) сітці, якщо не передбачається заміна режиму розчиненого газу іншими режимами.

Розрахункова модель  - це  однорідний  (за  властивостями

колектора  і  нафти)  пласт у  вигляді  кругового  циліндра  з

концентричною всередині свердловиною. Радіус основи циліндра

розраховується   з   формули   об'єму   циліндра   за   питомим

нафтонасиченим об'ємом порового простору (за балансовими

запасами нафти) покладу, який припадає на одну свердловину:

де - відповідно площа нафтоносності, ефективна товщина і коефіцієнт пористості порід покладу;  - водонасиченість колектора; п - кількість свердловин.

При цьому відстані між свердловинами за квадратної сітки

становлять , а за трикутної сітки .

У методиці розрахунків прийнято, що відносні коефіцієнти проникності залежать тільки від насиченості nop нафтою, зв'язана вода відноситься до скелету породи, а ефектами гравітації, сегрегації, першою фазою режиму та інтерференцією свердловин можна знехтувати. Розрахунки виконують за методом послідовної зміни стаціонарних станів для одної свердловини, а отримані результати поширюють на весь поклад.

Для розрахунку показників розробки (дебітів, тисків, газового фактора, нафтовилучення і періоду розробки) потрібно попередньо визначити залежність між нафтонасиченістю sK і тиском рк на непроникному контурі розрахункової моделі. Таку залежність отримано з рівнянь матеріального балансу для нафти і газу та виражено наближеною формулою (похибка, в основному, не перевищує 1%):

(2.31)

де  - середній газовий фактор в інтервалі зміни тиску на контурі

моделі від за середнього тиску

насиченості   на початку інтервалу:

  •  маса газу в одиниці об'єму розчину за тиску  - об'ємний коефіцієнт і динамічний коефіцієнт в'язкості нафтИ за тиску ; - нафтонасиченість nop за тисків причому - густина газу за стандартних умов (за тиску ро і температури То) та за тиску ркі і пластової температури ТПЛ та іинамічний коефіцієнт в'язкості газу за тиску - відношення відносних коефіцієнтів

проникностей газу  і нафти .

Усі ці залежності властивостей нафти, газу, відносних коефіцієнтів проникностей беруть за лабораторними даними стосовно до розглядуваного покладу. Для зручності розрахунку у формулі (2.31) можна взяти таку рівність:

Яка випливає з рівняння Клапейрона - Менделєєва і в якому - коефіцієнт стисливості (надстисливості) нафтового газу як функція тиску за пластової температури.

Якщо відсутні залежності для розглядуваного покладу, то можна використати відповідні графіки або таблиці, які опубліковано в літературі. Залежність Ψ(Sкі) можна розрахувати за результатами попередньої дослідної розробки покладу. Для цього, використовуючи формулу (2.31), можна обчислити зміїгу нафтонасиченості від тиску за відомих значин газового фактора, з формули (2.32) визначити Ψ(ski) і побудувати графік її зміни. Це забезпечить більшу відповідність проектних і фактичних показників розробки.

Формула (2.31) дає змогу за значинами і на початку інтервалу знайти . Достатня точність розрахунку забезпечується за інтервалу зменшення тиску

Тоді поточний коефіцієнт нафтовилучення в разі режиму розчиненого газу за тиску буде:

- запаси нафти в пласті відповідно у початковий (за тиску  і насиченості) і в поточний момент часу; V- об'єм порового простору (без зв'язаної води).

Дебіт свердловини по нафті визначають за формулою:

і дебіт по газу

де - різниця узагальнених функцій.

Христиановича для відповідних тисків на контурі рк і на вибої свердловини рв.

Зв'язок між параметрами в часі встановлюють за рівнянням матеріального балансу для нафти, відповідно з яким різниця запасів нафти в пласті дорівнює накопиченому відбору нафти:

- нафтонасичений об'єм пор у початковий момент часу.

Після диференціювання рівняння  та інтегрування дістанемо вираз для терміну розробки покладу:

порядок розрахунків показників розробки залежить від заданих граничних умов на свердловині (або qн= const, або рв = const, або qH  і рв змінні в часі).

За даними аналізу результати розрахунку значно залежать від неоднорідності пласта, темпів відбирання нафти. Так, коефіцієнт наф-товилучення, який розраховано для моделі однорідного пласта, є вищим (стосовно до родовища Жетибай на 17%) коефіцієнта нафто-вилучення, визначеного для моделі шарово-неоднорідного пласта, за один і той же термін розробки нафтового покладу (18 років). Для отримання такої ж значини коефіцієнта нафтовилучення (10%) неоднорідного пласта тривалість його розробки має бути в 2 рази більшою порівняно з розробкою однорідного пласта. Родовище розбурюється свердловинами протягом 3-5 років. Урахування інтерференції і темпів введення свердловин в експлуатацію призводить до зниження коефіцієнта нафтовилучення із елементів до 2,1-7,4% проти 12,5%, отриманих з розрахунків за розглянутою методикою.

Режим розчиненого газу малоефективний навіть у випадку малов'язких нафт. Якщо все-таки треба вирішувати питання щодо можливості існування його в покладі або щодо оцінки ефективності різних методів діяння на поклад (режим розчиненого газу береться за "базовий" варіант розробки), то для розрахунків показників розробки покладу на режимі розчиненого газу, доцільніше розв'язувати системи диференціальних рівнянь багатофазної фільтрації чисельними методами, наприклад, за методикою ВНДІ-2, яку розглянемо нижче.

Лекція 12.

Розрахунки технологічних показників розробки покладів у випадку витіснення нафти водою 

1.Розрахунок показників розробки покладу з використанням методу еквівалентних фільтраційних опорів.

2.Основи теорії поршньового і непоршньового витіснень.

Водонапірний режим витіснення нафти водою - основний у практиці розробки нафтових родовищ. Тенденція в розвитку методик розрахунку технологічних показників, як зазначалось, полягає в максимальному наближенні математичних моделей до реальних умов родовищ (відмінність в'язкостей, багатофазність руху, неоднорідність пласта та ін.), у максимальному врахуванні особливостей будови кожного конкретного пласта.

Нижче, з методичних позицій щодо аналізу впливу різних природних і технологічних чинників на процес видобування нафти, послідовні» розглянуто аналітичний метод еквівалентних фільтраційних опоріи. основи теорії поршневого і непоршневого витіснень; принципові поли ження побудови сучасної розрахункової методики на прикладі методики ВНДІ-2, а також наближеної аналітичної методики ВЩЦ-1.

Розрахунок показників розробки покладу з використанням методу еквівалентних фільтраційних опорів

Метод еквівалентних фільтраційних опорів - основний аналітичний метод визначення кількісного зв'язку між дебітами свердловин і тисками на їх вибоях та на контурі живлення пласта (нагнітання води) в умовах жорсткого водонапірного режиму.

Суть методу полягає в заміні повного фільтраційного опору реальному потокові рідин складної конфігурації кількома еквівалентними (рівнозначними) послідовними або паралельними фільтраційними опорами простіших (прямолінійно-паралельних, плоскорадіальних) потоків. Зрозуміло, що така заміна вносить певну похибку в результати розрахунку, яка проте допустима в разі недостатньої точності вхідної геолого-промислової інформації.

З підземної гідрогазомеханіки відомо принцип електрогідро-динамічної аналогії (ЕГДА), згідно з яким сила електричного струму / відповідає витраті рідини (дебіту, різниця напруг  - різниці тисків (депресії тиску ), електричний опір провідника і- фільтраційному опору пласта .

Принцип ЕГДА легко виводиться з аналізу формул закону Дарсі або Дюпюї і закону Ома:

де к - коефіцієнт проникності пласта; - площа поперечного перерізу і довжина смугоподібного пласта; (і - динамічний коефіцієнт в'язкості рідини; h, RК - товщина і радіус контура кругового пласта; rс - радіус свердловини - депресія тиску (різниця пластового рпл і вибійного рв тисків фільтраційний опір у смугоподюному пласті; фільтраційний опір у круговому пласті.

Дебіт одної свердловини в прямолінійному нескінченному ряді стосовно усталеного припливу однорідної нестисливої рідини можна записати.

Перший доданок у знаменнику, як неважко помітити із зіставлення з формулою закону Дарсі, дорівнює фільтраційному опору в смугоподібному пласті на ділянці довжиною  від контура пласта до галереї, розташованої на лінії ряду ("галереєзація" ряду). Площа поперечного перерізу пласта, яка припадає на дану свердловину з ряду, дорівнює добутку товщини пласта  на ширину , що дорівнює відстані між свердловинами.

Другий доданок со дорівнює фільтраційному опору в круговому пласті з радіусом контура .

Отже, складний фільтраційний потік можна поділити на два простіших: прямолінійно-паралельний потік від контура пласта до галереї, розміщеної на лінії ряду свердловин; плоскорадіальний потік у середині галереї в круговому пласті з довжиною контура , тобто . Величину  прийнято називати зовнішнім фільтраційним опором (на зовнішньому шляху від контура до галереї), а - внутрішнім фільтраційним опором (всередині галереї), який враховує збільшення опору припливу рідини у свердловину порівняно з галереєю, довжина якої . Сума опорів означає їх послідовне з'єднання. Аналогічно для кругового пласта дебіт одної свердловини в концентричному круговому ряді

кількість свердловин у ряді; - радіус лінії розміщення кругового ряду свердловин.

Перший доданок . у знаменнику є фільтраційним опором частини кругового пласта (сектор з кутом радіан) від контура до кругової галереї довжиною і радіусом а другий доданок - внутрішнім фільтраційним опором припливу до свердловини всередині галереї в круговому пласті з довжиною контура тобто У цьому разі складний потік до одної свердловини в круговому ряді можна поділити на плоскорадіальний потік від контура до кругової галереї і плоскорадіальний потік до свердловини всередині галереї.

Дебіти відповідно прямолінійного і колового рядів

Звідси випливає, що приплив до усіх свердловин можна розглядати як паралельне з'єднання провідників з однаковими опорами Таким чином, фільтраційний потік до свердловини можна подати еквівалентною схемою електричних опорів і для розрахунку використовувати закони Ома і Кірхгофа (перший або другий закон), розуміючи відповідно до принципу ЕГДА, під силою струму, різницею напруг і електричними опорами їх аналоги - витрату рідини, перепад тисків, фільтраційні опори.

Стосовно до багаторядної системи свердловин пласт також подається простою геометричною формою - прямокутною або круговою. Реальий потік між свердловинами сусідніх рядів замінюється фільтрацією між "проникними" галереями з внутрішніми фільтраційними опорами свердловин всередині галереї, які доповнюють зовнішні фільтраційні опори між галереями. Тоді, подаючи фільтраційну схему пласта еквівалентною їй електричною схемою опорів і застосовуючи стосовно останньої закони Ома і Кірхгофа, складають рівняння інтерференції рядів свердловин для розрахунку дебітів або вибійних тисків.

Складемо ці рівняння для кільцевого (кругового) однорідного за проникністю і товщиною пласта з коловими концентричними рядами свердловин (рис. 2.1).

Для цього використаємо другий закон Кірхгофа, згідно з яким на основі ЕГДА перепад тиску між двома точками схеми дорівнює сумі добутків дебіту рідини в межах ділянки на фільтраційний опір цієї ділянки. Отримаємо систему рівнянь інтерференції

(взаємодії) рядів свердловин:де рк - тиск на контурі живлення пласта; рв1 - вибійні тиски свердловин і-го ряду; - дебіт усіх свердловин і-го ряду; внутрішній фільтраційний опір, однаковий

для     кругових    (кільцевих)    і     смугоподібних    пластів;

- внутрішній фільтраційний опір і-го ряду;     радіус і кількість свердловин, - половина відстані між свердловинами і -го ряду - радіус і-го ряду свердловин.

Поклад можна схематизувати сектором, тоді у вирази замість  потрібно підставити величину кута сектора в радіанах.

Кількість рівнянь у системі має дорівнювати кількості рядів свердловини.

Аналогічні рівняння інтерференції складають для смугоподібного покладу,  лише  зовнішній  фільтраційний  опір  і  відстань  між

свердловинами відповідно становлять де

  •  - ширина покладу; - відстань між сусідніми рядами або між контуром живлення і першим рядом.

Узагальнене рівняння інтерференції рядів свердловин у багаторядних системах для смугоподібного і кругового (кільцевого) покладів на основі системи рівнянь (2.45) можна записати так:

де - відповідно кількість рядів, що передує j-му ряду, і загальна кількість одночасно працюючих рядів.

Під час проектування задача розв'язується стосовно до однієї з таких граничних умов: а) задано вибійні тиски; б) задано дебіти свердловин; в) в одних рядах задано вибійні тиски, а в інших - дебіти свердловин. Тоді визначають відповідні величини: дебіти, вибійні тиски або дебіти і вибійні тиски.

Звичайно задають вибійні тиски, виходячи з технологічних і технічних умов (мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловин, допустимий ступінь зниження вибійного тиску нижче тиску насичення нафти газом та ін.). Тоді із системи рівнянь типу (2.45) визначають дебіти рядів свердловин (сумарний відбір із покладу

(дебіт покладу) . Зазначимо, що знайдені таким чином дебіти є сталі в часі. Тоді загальний термін розробки можна знайти діленням величини видобувних запасів нафти на сумарний відбір. Накопичений видобуток нафти на будь-який момент часу легко розрахувати множенням дебіту на тривалість часу розробки. Поточний коефіцієнт нафтовилучення визначається відношенням поточного накопиченого видобутку до балансових запасів.

Аналіз результатів розрахунку за рівняннями інтерференції показує, що за однакових вибійних тисків в усіх свердловинах одночасно можуть працювати не більше, ж три ряди свердловин, тому що четвертий і наступний ряди практично повністю екрануються роботою перших трьох рядів. При цьому дебіт другого ряду становить приблизно ЗО...40%, а третього - 15...20% дебіту першого ряду або дебіти рядів дорівнюють відповідно 60...70, 30...20 і 5... 10% сумарного відбору. Якщо у свердловинах зовнішніх рядів підтримувати вищі вибійні тиски, ніж у внутршшіх рядах, то дебіти зовнішніх і внутрішніх рядів значною мірою вирівнюються, проте загальний відбір із покладу зменшується.

Ряди свердловин можуть також працювати за умови двостороннього напору (живлення), який можливий у смугоподібному і круговому покладах у разі внутрішньоконтурного нагнітання води в центральний коловий ряд нагнітальних свердловин і природного за-контурного напору пластової води. У випадку двостороннього напору один будь-який із внутрішніх рядів (звичайно центральний) візьмемо як потокорозділювальний ряд, в який рідина притікає з двох сторін. Систему рівнянь інтерференції можна скласти за трьома способами:

а) аналогічно системі рівнянь (2.45) для лівої і правої частин схеми;

б) на відміну від першого способу в системі рівнянь записуємо
витрати рідини між рядами, а дебіти рядів обчислюємо як різницю
відповідних ряду витрат;

в) рівняння складаємо згідно з першим законом Кірхгофа для вузлів
схеми (кількість рідини, що притікає до вузла схеми дорівнює кількості
рідини, що витікає із цього вузла, які можна подати як відношення
різниці тисків на ділянці до відповідного фільтраційного опору);
знаходимо тиски у вузлах схеми, потім, поділивши перепад тиску між
лінією ряду і вибоями свердловин на відповідний внутрішній
фільтраційний опір ряду, визначаємо дебіт ряду.

Якщо розрахункова схема симетрична, то обчислення зводяться до випадку одностороннього живлення. Оскільки дійсного положення потокорозділювального ряду не знаємо, то одна із складових його дебіту може мати від'ємну значину, що означає відсутність припливу з цієї сторони. У відповідному напрямі треба перемістити потокорозділювальний ряд і знову виконати розрахунки.

І врешті зазначимо, що розглядання подано стосовно до фільтрації однорідної (однакової густини і в'язкості) нестисливої рідини в однорідному за проникністю й анізотропному плоскому пласті до досконалих свердловин за однакових умов (дебітів і вибійних тисків) роботи свердловин у межах кожного ряду. Метод еквівалентних фільтраційних опорів можна застосувати у випадку граничних положень ВНК, тобто коли в пласті рухається лише нафта або лише вода (після повного обводнення).

На використанні методу еквівалентних фільтраційних опорів базуються методики ВНДІ-1, ТатНДШнафта та ін.

2.Основи теорії поршневого витіснення нафти водою

Поршневе витіснення нафти - це ідеальний випадок витіснення нафти, коли в пласті між нафтою і водою утворюється чітка межа поділу, попереду якої рухається лише нафта, а позаду - лише вода, тобто біжучий ВНК збігається з фронтом витіснення.

Розглянемо процес поршневого витіснення нафти водою з прямолінійного однорідного пласта з коефіцієнтом проникності , коефіцієнтом пористості , товщиною , шириною  і довжиною Початкове положення ВНК визначається координатою , а біжуче в момент часу / - координатою де відповідні тиски становлять  ір . На пласт створено сталий перепад тиску - сталі тиски відповідно на контурі пласта і на галереї (решта поверхней - непроникні). Рідини вважаємо нестисливими, взаємно нерозчинними і хімічно не реагуючими одна з одною і з пористим середовищем. Вважаємо також, що площина контакту нафти з водою- вертикальна. Це справедливо для випадку або гранично анізотропного пласта (коефіцієнт проникності у вертикальному напрямку дорівнює нулю), або рівності густин нафти і води.

Відрізняються лише динамічні коефіцієнти в'язкості нафти і води. У пласті виділяємо водяну, заводнену і нафтову зони. У перших двох рухається вода, а в третій - нафта. До початку витіснення насиченість нерухомою зв'язаною водою у нафтовій зоні  становила  .

У заводненій зоні залишкова нафтонасиченість залишається сталою і дорівнює      а   зв'язана   вода   нерухома   і   змішується   із запомповуваною водою. Тоді внаслідок нестисливості і нерозривності потоку швидкості фільтрації в усіх трьох зонах будуть однаковими, тобто

де кв, кн - відносні коефіцієнти проникності для води і нафти.

Використовуючи правило похідних пропорцій, вилучаємо невідомі тискиі кінцево маємо вираз швидкості фільтрації

а також вираз витрати рідини

Звідси   випливає,   що   швидкість   фільтрації   і   витрата;змінюються в міру переміщення ВНК, тобто в часі. Отже, дивлячись   на   сталість   перепаду   тиску,   рух   рідини неусталений. Якщо , точніше якщо швидкість V і витрата  збільшуються в часі. Це пояснюєті зменшенням знаменника (взагалі фільтраційного опору).

Основи теорії непоршневого витіснення нафти водою

Непоршневе витіснення нафти - це витіснення, під час якого за його фронтом рухаються витіснюваний і витіснювальний флюїди, тобто за фронтом витіснення відбувається багатофазна фільтрація.

Питання витіснення нафти водою вивчалося багатьма дослідниками. Розглянемо механізм витіснення нафти водою із мікронеоднорідних гідрофільних пористих середовищ.

У чисто нафтовій зоні пористого середовища перед фронтом вторгнення води рух нафти відбувається неперервною фазою під дією гідродинамічних сил. Через великі порові канали нафта рухається швидше, ніж через дрібні. На фронті вторгнення води в нафтову зону, у масштабі окремих пор, рух води і нафти повністю визначається капілярними силами, оскільки вони перевищують гідродинамічні сили на малих відрізках шляху. Вода під дією капілярних сил спрямовується з випередженням переважно в дрібні пори, витісняючи з них нафту в суміжні великі пори доти, поки роз'єднані великі пори не будуть з усіх боків блоковані водою. Якщо великі пори утворюють неперервні канали, то вода в них буде рухатися з випередженням. Разом з тим обійдена нафта з дрібних пор під дією капілярних сил також переміститься у вже обводнені великі пори і залишиться в них у вигляді окремих глобул.

Таким чином, дрібні пори виявляться заводненими, а великі залишаться в різній мірі нафтонасиченими. У масштабі великої зони пористого середовища, між переднім фронтом води і заднім фронтом рухомої нафти, водонасиченість пласта вздовж потоку зменшується від граничної водонасиченості за нерухомої нафти до фронтальної водонасиченості. У цій зоні відбувається спільна фільтрація води і нафти. Вода рухається вздовж безперервних заводнених каналів, обтікає вже блоковану нафту у великих порах, а нафта переміщується в незаводненій частині середовища. Співвідношення швидкостей руху води і нафти визначається розподілом пор за розмірами, водонасиченістю і об'ємом нафти, блокованої у великих порах заводненої частини середовища, а також розподілом пор, об'ємом нафти і зв'язаної води у нафтонасиченій частині середовища. В інтегральному вигляді ці умови фільтрації води і нафти виражаються кривими фазових (або відносних) коефіцієнтів проникностей.

За заднім фронтом рухомої нафти нафтонасиченість зумовлена наявністю нафти у розрізнених, великих, блокованих водою порах. Безперервних, нафтонасичених каналів, аж до видобувних свердловин, у цій зоні немає, нафта є залишковою, нерухомою. Але нафта в глобулах не втрачає можливості рухатися в разі усунення капілярних сил.

Якщо пористе середовище характеризується частковою гідрофобністю, що притаманна практично усім нафтоносним пластам, то залишкова нафта може залишатися в порах також у вигляді плівки.

У гідрофобних колекторах, які практично зустрічаються рідко, зв'язана вода розподілена переривчасто і займає найбільші пори. Запомповувана вода змішується із зв'язаною водою і залишається у великих порах. Залишкова ж нафта перебуває у вигляді плівки у великих порах і в порах меншого розміру. Вона також не втрачає можливості рухатись в разі усунення капілярних сил. На цьому базуються теорії методів підвищення нафтовилучення із пластів.

У заводненій зоні гідрофільного пласта розсіяно 2(М0% залишкової нафти від початкового її вмісту залежно від коефіцієнта проникності, розподілу розмірів пор і динамічного коефіцієнта в'язкості нафти, а в гідрофобному пласті - вже 60-75%.

Лекція 13

Задачі, види і методи, технологія і техніка дослідження свердловин

  1.  Задачі, види і методи дослідження свердловин і пластів
  2.  Промислово-геофізичні дослідження свердловин
  3.  Свердловинні дебіто- і витратометричні дослідження.

Задачі, види і методи дослідження свердловин і пластів

Основна задача дослідження покладів і свердловин - це одержання інформації про них для підрахунку запасів нафти і газу, проектування, аналізу, регулювання розробки покладів та експлуатації свердловин.

Дослідження починається відразу після розкриття покладів і продовжується протягом усього "життя" родовища, тобто здійснюється в процесі буріння та експлуатації свердловин, які забезпечують безпосередній доступ у поклад.

Дослідження можна поділити на первинні, поточні і спеціальні. Первинні дослідження проводять на стадії розвідки і дослідної експлуатації родовища. Задача їх полягає в отриманні вхідних даних, потрібних для підрахунку запасів нафти і проектування розробки покладу, проектування експлуатації свердловин.

Поточні дослідження здійснюють у процесі розробки покладу. їх задача - отримати відомості для уточнення параметрів пласта, для прийняття рішення щодо регулювання процесу розробки покладу, для проектування і оптимізації технологічних режимів роботи свердловин та ін.

Спеціальні дослідження зумовлюються специфічними умовами розробки покладу і експлуатації свердловин (наприклад, впровадження внутрішньопластового горіння та ін.).

Виділяють прямі і непрямі методи дослідження. До прямих досліджень відносять безпосередні вимірювання тиску, температури, лабораторні методи визначення параметрів пласта і флюїдів за керном і пробами рідини, які відібрано з свердловини.

Більшість параметрів покладів і свердловин не піддається безпосередньому вимірюванню. Ці параметри визначають посередньо (не прямо), через перерахунок їх за співвідношеннями, якими пов'язані вони з іншими, безпосередньо виміряними побічними параметрами. Непрямі методи дослідження за фізичними явищами, які лежать в їх основі, поділяють на промислово-геофізичні, гідродинамічні та інші.

Промислово-геофізичні дослідження свердловин

Для промислово-геофізичних досліджень свердловин використовують прилади, які опускають у свердловину за допомогою глибинної лебідки на електричному (каротажному) кабелі. Тоді вимірюють певні параметри і вивчають електричні властивості порід (електрокаротаж), радіоактивні (радіоактивний каротаж - гамма каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронні каротажі), акустичні (акустичний каротаж), механічні (кавернометрія) та ін.

Промислово-геофізичні дослідження дають змогу через перерахунок виміряних величин визначити:

а) характеристику пласта - коефіцієнт пористості (порової,
тріщинної, кавернозної), коефіцієнт проникності, нафтоводогазо-
насиченість, товщину пласта, глибинні відмітки його покрівлі й
підошви, літологію і глинистість порід;

б) стан розробки покладу - положення ВНК, ГКН та їх просування,
швидкість руху і розподіл по свердловинах запомпованих у пласт
агентів (метод радіоактивних ізотопів, індикаторні методи та ін.),
працюючі інтервали пласта, профілі припливу і поглинання
(свердловинна дебіте- і витратометрія, термометрія, фотоколориметрія,
визначення вмісту ванадію і кобальту в нафті), інтервали обводнення,
склад рідини у стовбурі свердловини і його зміну (гамма-
густинометрія, діелькометрична вологометрія, резистивиметрія та ін.);

в) визначити технічний стан свердловини - якість цементування,
негерметичність обсадних труб, наявність міжпластових перетоків,
товщину стінок труб, дефекти в них, місцезнаходження інтервалів
перфорації, елементів обладнання, муфт і вибою свердловини, місце
відкладання парафіну, осадів та ін.

Ці дослідження виконують геофізичні організації. До геофізичних досліджень відносять також свердловинні дебітовитратометричні і термодинамічні дослідження.

Свердловинні дебіте- і витратометричні дослідження

Ці дослідження дають змогу виділити в загальній товщі пласта працюючі інтервали і встановити профілі припливу у видобувних і поглинання у нагнітальних свердловинах.

Як правило, ці дослідження доповнюються одночасним вимірюванням тиску, температури, вологовмісту потоку (частки води) і їх розподілу вздовж стовбура свердловини.

Для дослідження на електричному кабелі через лубрикатор на гирлі у працюючу нагнітальну свердловину опускають свердловинний прилад - витратомір (у діючу видобувну свердловину - дебітомір), давач якого подає на поверхню електричний сигнал, що відповідає витраті рідини. Прилад переміщають у свердловині періодично з певним кроком (до 1 м) від точки до точки. У кожній точці вимірюється сумарна витрата рідини.

За даними вимірювання будують діаграму інтенсивності (витрато- або дебітограму) або переважно профіль поглинання (припливу) рідини (рис. 5.3). Це дає змогу визначити працюючі інтервали продуктивного пласта, їх часткову участь у загальній витраті (дебіті) рідини, коефіцієнт охоплення розробкою пласта по товщині (відношення працюючої товщини пласта до нафтонасиченої чи до перфорованої), ефективність проведених у свердловині робіт з діяння на привибійну зону пласта.

За наявності результатів вимірювань вибійного тиску можна визначити також коефіцієнт продуктивності (приймальності) кожного інтервалу або в разі досліджень на кількох режимах роботи свердловини - побудувати для них індикаторні діаграми

Лекція 14.

Техніка та технологія досліджень.

  1.  Гідродинамічні методи дослідження.
  2.  Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів на неусталених режимах.
  3.  Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів на усталених режимах.

Гідродинамічні методи дослідження

Суть цих методів полягає у вимірюванні дебітів і вибійних тисків (або їх зміни в часі). У цьому разі на відміну від лабораторних і промислово-геофізичних досліджень вивченням охоплюється зона дренування великих розмірів, а не точки чи локальні області привибійних зон.

Безпосередньо за даними цих методів можна визначити коефіцієнт продуктивності (приймальносгі) свердловини К0, коефіцієнт гідропро-відності пласта , пластовий тиск, коефіцієнт п'єзопровідності пласта , комплексний параметр ( - зведений радіус свердловини), а в поєднанні з лабораторними і геофізичними дослідженнями - коефіцієнт проникності пласта  і зведений радіус свердловини коефіцієнт досконалості свердловини, скін-ефект.

Гідродинамічні методи дослідження поділяються на дослідження на усталених режимах фільтрації (метод усталених відборів або пробних відбирань) і на неусталених режимах (метод відновлення вибійного тиску і метод гідропрослуховування).

Ці дослідження виконують служби нафтовидобувних підприємств.

Для проведення досліджень свердловин і вимірювань складають тан-графік. Рекомендована періодичність здійснення досліджень і вимірювань по кожній свердловині допомагає виявити всі зміни умов роботи покладу та свердловин і в основному передбачає:

один раз на два роки - проводити гідродинамічні дослідження;

кожного року - визначати профіль припливів та інтервали обводнення;

один раз на півріччя - вимірювати пластовий тиск і пластову температуру, визначати інтервали поглинання, положення ВНК та ГНК у спостережних свердловинах;

кожного кварталу - вимірювати вибійний тиск

кожного місяця - вимірювати газовий фактор

один раз на 1 ...2 тижні - вимірювати газовий фактор дебіти, приймальності, обводненість продукції.

Технологія і техніка гідродинамічних досліджень і вимірювань

Спосіб експлуатації свердловини накладає технічні обмеження на технологію здійснення гідродинамічних досліджень. Особливості, пов'язані з технологією досліджень і методикою оброблень результатів, розглянемо в наступних розділах.

Свердловинні прилади для глибинних вимірювань поділяють на автономні (з місцевою реєстрацією) і дистанційні. Місцева реєстрація здійснюється дряпаючим пером на діаграмному бланку, який переміщується за допомогою годинникового приводу. У разі використання дистанційних приладів здійснюється передавання сигналу через ванта-жоносійний електричний кабель і реєстрація показів наземною апаратурою.

Обробляють такі записи на діаграмному бланку з допомогою різних пристосувань для лінійних вимірювань: мікроскопів, компараторів (переважно польових компараторів типу К-7 з чотири або десятикратним збільшенням) і відлікових столиків.

Опускання приладів у працюючі свердловини з надлишковим тиском на гирлі здійснюють з використанням лубрикаторів, які встановлюють на фонтанних арматурах.

Лубрикатор - це труба, що має на одному кінці фланець, а на другому - сальник для ущільнення дроту або кабеля, на якому опускається прилад у свердловину.

Автономні прилади опускають на дроті діаметром 1,6...2,2 мм, використовуючи глибинні лебідки чи спеціальні устатковання для дослідження свердловин, а дистанційні прилади - на кабелі за допомогою автоматичної дослідницької станції, в якій, окрім каротажної лебідки, є наземна вимірювальна апаратура.

Глибина опускання приладів контролюється за показами механічного лічильника або електричного лічильника глибин.

У високодебітних свердловинах до глибинного приладу підвішують вантажну штангу, щоб за рахунок збільшення ваги забезпечити стабільне, без підкидувань, опускання приладу у висхідному потоці флюїдів.

Для недопущення аварійних ситуацій, пов'язаних з пошкодженням броні кабеля або з утворенням петель на дроті, застосовують спеціальне обладнання, що встановлюється між лубрикатором і фонтанною арматурою.

Прямі вимірювання тиску здійснюють свердловинними манометрами: а) геліксними (автономними типу МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанційними типу МГН-5); б) пружинно-поршневими (автономними типу МГН-1, МПМ-4 і дистанційними типу МГД-36); в) дифманометрами (прямої дії ДГМ-4М і компенсаційними "Онега-1", "Ладога-1"). Діаметр їх корпусу 25...36 мм, верхні межі зміни абсолютного тиску - до 100 МПа, найбільший робочий тиск дифманометрів становить 40 МПа, область робочих температур від -10 до + 400 °С.

ля вимірювання дебітів (витрат) рідини використовують дистанційні дебітоміри (типу РГД-2М, "Кобра-ЗбР", ДГД-6Б, ДГД-8) і витратоміри (типу РГД-3, РГД-4, РГД-5). Діаметр корпусів дебітомірів 26...42 мм, межі вимірювання 5...200 м3/добу, робочий   тиск   і   температура   20...35 МПа   та   70...100 °С.

Аналогічно для витратомірів відповідно: 42...110 мм, 20...3000 м /добу, 50 МПа, 120 °С. У дебітомірах використовують пакери парасолькового і ліхтарного типів, які розкриваються за допомогою двигунів, а також абсолютні пакери - їх розкривають, використовуючи насоси. Витратоміри, як правило, є безпакерними. Витратомір "Терек-3" із парасольковим безприводним пакером застосовується для вимірювання витрати гарячої води. Термокондуктивні свердловинні витратоміри (типу СТД-2, СТД-4, СТД-16) застосовуються як індикатори руху рідини, особливо в діапазоні малих швидкостей. Діаметри їх - 16...36 мм, чутливість - 0,5 м /добу. Ними можна також вимірювати температуру до 80 °С.

В останній час широко використовуються комплексні припади: свердловинні витратоміри-вологоміри ВРГД-36, "Кобра-ЗбРВ", дистанційний прилад ДРМТ-3 (для вимірювання тиску до 60 МПа і температури до 180 °С у фонтанних і насосних свердловинах),

комплексна апаратура "Потік-5" (для вимірювання тиску до 25 МПа,

з температури до 100 °С, витрати 6...60 або 15...150 м /добу і вологості рідини до 100%; діаметр корпусу 40 мм; є локатор суцільності, що забезпечує точне прив'язування даних до розрізу свердловини).

3.Гідродинамічні дослідження свердловин на усталених режимах

Мета дослідження - це контроль продуктивності свердловини, вивчення впливу режиму роботи на продуктивність та оцінка фільтраційних параметрів пласта, тобто отримання та оброблення індикаторної діаграми (лінії) свердловини - залежності її дебіту Q від депресії тиску , тобто , де депресія тиску .

Технологія дослідження полягає в безпосередньому вимірюванні дебітів видобувної свердловини (або приймальностей нагнітальної свердловини) і відповідних їм значин вибійного тиску  послідовно на кількох (не менше трьох), попередньо забезпечених, усталених режимах роботи. Тривалість стабілізації режиму роботи залежить від фільтраційної характеристики пласта; вона, як правило, оцінюється дослідним шляхом (рядом послідовних вимірювань дебіту ( до настання сталої величини) і становить від кількох годин до 2...5 діб.

Дебіт вимірюють на групових вимірних устаткованнях типу "Супутник" або інколи (на необлаштованих площах) за допомогою індивідуальних вимірних устатковань, які містять трап і вимірну ємність.

Дебіт газу вимірюють на вимірних устаткованнях турбінними лічильниками (типу Агат-1), а на індивідуальних вимірних устаткованнях (на виході з трапу) - турбінними лічильниками або з допомогою дифманометрів з дросельними пристроями. Приймальність водонагнітальних свердловин вимірюють лічильниками або витратомірами діафрагмового типу на КНС.

Одночасно визначають газовий фактор і відбирають із викидних ліній (або із вимірних ємностей) проби рідини на обводненість і наявність піску. Проби аналізують у лабораторіях.

Пластовий тиск р вимірюють у зупинених свердловинах, переважно в період здійснення ремонтних робіт, коли тиск у свердловині стабілізувався, а відтак будують графіки його зміни в часі, екстраполюючи на дату дослідження. Існують й інші методи його визначення (див. нижче).

За результатами дослідження будують індикаторні діаграми (рис. 5.4). Значини масового дебіту в поверхневих умовах перераховують шляхом ділення їх на густину розгазованої рідини, а значини об'ємного дебіту в поверхневих умовах на пластові умови перераховують з допомогою об'ємного коефіцієнта b, перемножуючи виміряну значину об'ємного дебіту на об'ємний коефіцієнт b.

Якщо індикаторна діаграма - пряма лінія (див. рис. 5.4, лінії 1, 1/), що спостерігаємо в разі фільтрації однофазної рідини (нафти, води) або водонафтової суміші за законом Дарсі, то як тангенс кута у нахилу лінії до осі депресії тиску визначаємо коефіцієнт продуктивності (приймальності) свердловини:

причому чим більший кут , тим більший коефіцієнт продуктивності свердловини.

Зазначимо, що для оброблення результатів гідродинамічного дослідження за даним виразом в основному використовують ПЕОМ, чим забезпечується оперативність і висока точність.

Коефіцієнт продуктивності, як відомо, характеризує дебіт свердловини   за депресії тиску і записується так:

де - коефіцієнт проникності і працююча товщина пласта; - динамічний коефіцієнт в'язкості рідини; - радіус зони дренування (умовного контура живлення) пласта і зведений радіус свердловини.

Якщо взяти радіус таким, що дорівнює середньоарифметичній величині половин відстаней від досліджуваної свердловини до сусідніх свердловин, а рівним радіусу  свердловини по долоту або з урахуванням гідродинамічної недосконалості (з використанням графіків В.І.Шурова чи емпіричних формул або результатів дослідження на неусталених режимах), то визначимо коефіцієнт гідропровідності пласта

Якщо , то гідродинамічна недосконалість свердловини враховується у величині коефіцієнта гідропровідності .

Якщо динамічний коефіцієнт в'язкості   відомий за результатами лабораторного дослідження глибинних проб рідини, а товщина пласта визначена геофізичними або дебітометричними методами, то знайдемо коефіцієнт проникності таста:

або коефіцієнт провідності kh чи коефіцієнт рухомості

Індикаторну діаграму в разі припливу в'язкопластичної нафти показано на рис. 2.7, а (див. § 2.9) і на рис. 5.4, а (лінія 5). Коефіцієнт продуктивності свердловини тоді визначається за формулою:

де - початковий перепад тиску.

У разі викривлення індикаторної діаграми, що не так часто спостерігається, надійність результатів оброблення невисока.

Причинами викривлення індикаторних діаграм видобувних свердловин можна назвати відповідно до ліній на рис. 5.4, а: 2 - за порушення закону Дарсі (інерційні опори), залежність коефіцієнта проникності (деформації тріщин) від тиску, або за також виділення газу із нафти (газована нафта); З - порушення лінійного закону Дарсі в разі перевищення критичної депресії тиску (за ), виділення газу з нафти (газована нафта за , 4 - підключення інших пропластків у роботу (збільшення ефективної товщини пласта; див. також § 2.9), збільшення коефіцієнта продуктивності свердловини (через винесення кольмату-вальних частинок), перетікання рідини між пластами, неусталені процеси перерозподілу тиску (витрат рідини) в пласті (за малих коефіцієнтів п'єзопровідності пласта), неусталені капілярні ефекти під час руху водонафтової суміші в дрібнопористому середовищі. Пригадаємо, що опуклі до осі дебіту індикаторні лінії (лінії 2 і 3) можуть пов'язуватися з газонапірним, розчиненого газу, гравітаційним і мішаним режимами роботи нафтового пласта.

Викривлення індикаторних діаграм нагнітальних свердловин (див. рис. 5.4, б) можуть бути зумовлені або порушенням закону Дарсі (лінія Т), або деформацією тріщин (лінія 3а), або одночасно обома причинами.

Слід наголосити, що названі причини здебільшого проявляються разом. Якщо вдається виділити причину викривлення, то для оброблення індикаторних діаграм потрібно звернутися до відповідних розрахункових формул, які вивчаються в підземній гідрогазомеханіці і описано в довідниках.

У загальному випадку рівняння припливу можна записати у вигляді степеневої формули

(5.13)

де  - коефіцієнт пропорціональності як функція депресії тиску

  •  (або точніше, вибійного тиску);  - показник степеня - показник режиму фільтрації (для опуклих до осі Q ліній , для ввігнутих , для прямих ).

Невідомими можуть бути величини , які обчислюємо з системи трьох рівнянь, яку складаємо згідно з рівнянням (5.13) для будь-яких трьох точок індикаторної лінії:

при цьому беремо

Якщо пластовий тиск відомий, то для інтервалів вимірювання можна встановити залежність     

Фільтрацію можна описати також двочленною формулою:

для графічного чи аналітичного визначення коефіцієнтів фільтраційного опору А та В якої індикаторну лінію перебудовуємо в пряму в координатах Тоді  знаходимо відповідно як відрізок на осі ординат і як кутовий коефіцієнт прямої, причому , де Ко - коефіцієнт продуктивності свердловини.

У разі припливу газованої нафти, коли оброблення даних дослідження здійснюється з використанням функцій Христиановича (див. § 2.3), тобто

де - різниця функцій Христиановича;

 динамічний коефіцієнт в'язкості пластової нафти

(за пластового тиску).

Індикаторна діаграма тоді буде прямою лінією в координатах Q або від У разі багатотастового об'єкта експлуатації за даними дебітометричних досліджень індикаторні діаграми зручніше будувати як залежність від рв (рис. 5.5), причому вибійний тиск рв зводять для кожного пласта до одної площини порівняння (зведений тиск). За таких координат пластовий тиск можна знайти графічно чи аналітично (див. рис. 5.5) або за формулою:

де коефіцієнт продуктивності Ко визначається із графіка як тангенс кута , тобто


Дебіт свердловини за вибійного тиску називають потенційним дебітом  (див. рис. 5.5).

Із рис. 5.5 випливає, що на першому режимі з пластів І і ІІІ рідина з витратою перетікає в пласт ІІ, оскільки Зведені пластові тиски в І і ІІІ пластах рівні  Що свідчить про їх гідродинамічний зв'язок (про приналежність до одного покладу). За тангенсами кутів  можна визначити коефіцієнти продуктивності кожного пласта і об'єкта в цілому.

Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів на неусталених режимах

Мета дослідження - оцінка гідродинамічної досконалості свердловини, фільтраційних параметрів та неоднорідності властивостей пласта за зміною тиску, тобто в отриманні і обробленні кривої зміни тиску в часі.

Технологія дослідження полягає у вимірюванні параметрів роботи свердловини (дебіту або приймальності, тиску) на усталеному режимі, відтак у зміні режиму роботи (дебіту або приймальності) і в подальшому вимірюванні тиску на вибої або на гирлі "збурюючої'" чи реагуючої свердловин. Вибійний тиск вимірюють протягом не менше ЗО хв. глибинним (свердловинним) абсолютним або диференціальним манометром на усталеному режимі під час експлуатації свердловини, а зміну тиску - до 2... 10 год, що встановлюється в ході дослідження.

Можна досліджувати свердловини всіх категорій (видобувні, нагнітальні, спостережні, п'єзометричні). Особливості дослідження зумовлюються способом експлуатації. їх розглянемо у відповідних розділах пізніше.

Теорію дослідження розроблено для умов пружного режиму, коли вибійний тиск рвн, де рн - тиск насичення нафти газом. Допускається проводити дослідження видобувних свердловин, коли рвн, але не більше, ніж на 15%, якщо в районі досліджуваної свердловини . Базується дослідження на використанні основної формули пружного режиму (2.85).

Основними в цій групі досліджень є методи відновлення (зниження) тиску і гідропрослуховування пласта.

У насосних свердловинах можна досліджувати відновлення рівня рідини, а результати слід обробляти з урахуванням додаткового припливу.

Розроблено також експрес-методи дослідження простоюючих свердловин, суть яких полягає в тому, що зміна тиску в пласті досягається шляхом короткочасного відбирання або нагнітання у свердловину рідини (газу) - "миттєве підливання" (не більше одного об'єму свердловини). Можна також створювати ступінчасту зміну дебіту.

Гідропрослуховування пласта

Відмінність цього методу полягає в тому, що в одній свердловині спричиняється збурення тиску (пуск, зупинка свердловини або ступінчаста зміна дебіту), а в іншій або кількох інших, віддалених від неї реагуючих (спостережних або таких, що простоюють) свердловинах фіксується зміна тиску на вибої в часі. Оскільки ці зміни тиску є невеликими, тому їх реєструють дифманометрами або за рівнем рідини у свердловині з використанням п'єзографів, які опускають у свердловину нижче рівня рідини в ній.

Метод дає змогу визначити усереднені параметри пласта між збурювальною і реагуючою свердловинами, а також деякі його неоднорідності.

Існують модифікації методу, які відрізняються за характером спричинених у пласті хвиль тиску (у вигляді імпульсів, гармонійних коливань та ін.).

Для отримання надійних результатів мають бути відсутні сторонні збурення тиску (пуски, зупинки сусідніх свердловин), що складно забезпечити на практиці.

Лекція 15.

Дослідження газових свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації

  1.  Методика обробки стандартних кривих відновлення вибійного тиску.
  2.  Вплив факторів на форму кривої відновлення тиску.
  3.  Дослідження родовищ на газоконденсатність.

Метод відновлення тиску

Дослідження за цим методом виконують шляхом зупинки свердловини і знімання кривої відновлення (зниження) вибійного тиску в часі.

З використанням методу суперпозиції, як відомо з підземної гідрогазомеханіки, основну формулу пружного режиму в даному разі зводять до вигляду:

- збільшення вибійного тиску в часі ї після зупинки

свердловини відносно усталеного вибійного тиску        перед її

зупинкою (рис. 5.6, а);    - усталений дебіт свердловини до зупинки

(зведений до пластових умов); к- коефіцієнт п'єзопровідності пласта;

  •  - тривалість дослідження (після зупинки свердловини).

криву відновлення вибійного тиску трансформують у пряму

(рис. 5.6, б), а рівняння (5.18) перетворюють таким чином:

Експериментальні точки лише через деякий час лягають на пряму лінію відповідно до рівняння (5.19), що пояснюється триваючим припливом рідини у свердловину після її закриття. До цих точок проводять дотичну, тому метод оброблення результатів дослідження називається методом дотичної. Тоді графічно або аналітично знаходять величину А як відрізок на осі ординат (див. рис. 5.6, б) і величину / як кутовий коефіцієнт прямої:

(5.20)

Можна також відповідно до рівняння (5.19) для двох значин часу скласти систему рівнянь, з якої обчислити та Доцільно брати

Далі обчислюють:

коефіцієнт гідропровідності пласта

коефіцієнт пронкності пласта

зведений радіус свердловини, враховуючи, що

Ризначають у лабораторії за пробою рідини і за керном),

коефіцієнт досконалості свердловини за відомих радіуса дренування (див. § 5.4) і радіуса свердловини по долоту

коефіцієнт продуктивності свердловини

де - коефіцієнт об'ємної пружності насиченого пласта.

Часто на графіку виділяються дві або три прямолінійні ділянки (рис. 5.7). Викривлення прямої 1 може спостерігатися: а) за покращення (лінія 2) або погіршення (лінія 3) коефіцієнта проникності і коефіцієнта п'єзопровідності в другій зоні пласта; б) за наявності між двома зонами з однаковими фільтраційними властивостями зони з покращеними (лінія 4) або з погіршеними (лінія 5) властивостями; в) за заміщення колектора неколектором (лінія 6); г) за наявності зони зі сталим тиском, наприклад, контура живлення пласта (лінія 7). Іншими причинами викривлення прямої може бути наявність зон з різним ступенем проявлення аномальних властивостей нафти, пружної ємності тріщин і проникності пористих блоків у тріщинувато-пористому пласті. Обробляючи відповідним чином ці залежності, можна визначити фільтраційні параметри і розміри зон, параметри тріщинувато-пористого пласта.

Тривалий приплив рідини зумовлений немиттєвим закриттям свердловини на гирлі (має бути миттєве закриття на вибої), стисненням газованого стовпа рідини у свердловині і підвищенням рівня рідини в неповній свердловині, що відповідає підвищенню вибійного тиску . Витрату, з якою відбувається тривалий приплив рідини, можна виміряти чутливим свердловинним дебітоміром або розрахувати за змінами гирлового і затрубного тисків (чи рівнів рідини у свердловині).

Існує близько 30 методів урахування цього припливу, їх можна поділити на дві групи: диференціальні та інтегральні. У групі диференціальних методів ураховують поточну витрату, а в групі інтегральних - накопичений об'єм притікаючої рідини, тому останні є точнішими. Ці методи дають змогу збільшувати кількість точок, що лягають на пряму.

Припливом можна знехтувати з похибкою до 1% за умови:

(5.27)

де V(t) - накопичений приплив рідини у свердловину за час дослідження t. Для виконання цієї умови в малодебітних свердловинах потрібно очікувати багато часу.

У водонагнітальних свердловинах можна виміряти гирловий тиск рг(і), оскільки вибійний тиск , або використати залежність , де - усталений гирловий тиск до зупинки; Н - глибина свердловини; - середня густина води у свердловині. Тиск на вибої водоналнітальної свердловини до зупинки можна розрахувати за формулою гідростатичного тиску для нерухомого стовпа рідини в затрубному просторі або не враховувати втрат тиску на тертя в НКТ. Оброблення результатів здійснюється аналогічно без урахування додаткового припливу, оскільки він відсутній у повністю заповненій свердловині.

Дослідження родовищ на газоконденсатність проводять з метою визначення параметрів вуглеводневої суміші, необхідних для підрахунку запасів газу, конденсату і окремих компонентів, визначення прогнозних показників розробки газоконденсатного родовища і проектування системи промислової обробки вуглеводневої продукції.

При наявності нафтової облямівки для дослідження на газоконденсатність вибирають три свердловини, розташовані на куполі структури, поблизу облямівки і в проміжній ділянці. Якщо родовище характеризується великою товщиною продуктивного розрізу (понад 300 м), то вибирають по одній свердловині для дослідження на кожні 300 м розрізу.

Багатопластові газоконденсатні родовища досліджуються такою кількістю свердловин, щоб були охоплені всі поклади, в яких знаходяться запаси газу і конденсату.

Методика промислових досліджень.

Залежно від стадії освоєння родовища і характеристики газоконденсатної системи вибирається методика дослідження свердловин на газоконденсатність.

У період розвідки родовища при підготовці вихідних даних для підрахунку запасів газу і конденсату використовується методика одноступінчатого розділення.

В процесі дослідно-промислової експлуатації родовища для отримання вихідних даних, необхідних для проектування розробки родовища, застосовують двохступінчату сепарацію газу.

Після встановлення в сепараторі наміченої температури і тиску продувають газом збірник конденсату і приступають до досліджень.

Сирий конденсат, що нагромаджується в нижній частині термостатного сепаратора, заміряють за допомогою кранів 13, вмонтованих в стінку сепаратора.

За кількістю пройдених через лічильник газу 9 і нагромадженого в збірнику конденсату визначають вміст конденсату в газі (в см33).

Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації, яке часто називають методом усталених відборів, базується на зв’язку між усталеними тисками на вибої і дебітами газу – при різних режимах роботи свердловини.

Ці дослідження дають змогу визначити такі параметри:

  •  залежність дебіту газу від депресії на пласт і тиску на гирлі свердловини;
  •  коефіцієнт фільтраційних опорів при вибійної зони пласта;
  •  кількість рідких і твердих домішок, які виносяться з газом на різних режимах;
  •  умови руйнування привибійної зони, нагромадження і виносу твердих і рідких частинок;
  •  коефіцієнт гідравлічного опору труб;
  •  ефективність різних ремонтно–профілактичних робіт;
  •  технологічний режим експлуатації свердловин з врахуванням різних факторів.

Інтерпретація результатів дослідження свердловин.

За результатами дослідження свердловини будують індикаторну лінію (залежність  від q). Здебільшого індикаторна лінія має форму параболи, що проходить через початок координат. Для визначення коефіцієнтів А і В в формули приплив газу з пласта в стовбур свердловини існує

,

А, В – коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта.

Є кількість методів обробки результатів дослідження.

графічний метод визначення А і В при відомому пластовому тиску.

За результатами дослідження свердловини для кожного режиму знаходять , а також будують графік залежності .

Коефіцієнт А визначається як відрізок, який відтинається одержаною прямою на осі ординат, коефіцієнт В – як тангенс кута нахилу прямої до осі абсцис.

Дослідження свердловин на неусталених режимах фільтрації полягає в реєстрації зміни тиску та припливу у свердловині після припинення відбору чи закачування або створення депресії чи репресії на пласти.

Найбільш поширеними у промисловій практиці є: метод гідропрослуховування, в основу якого покладено залежність між зміною тиску в спостережній свердловині після зміни режиму роботи збуджуючої свердловини (пуск у роботу, зупинка відбору чи закачування); метод відновлення тиску (рівня) у самій збуджуючій свердловині після зміни режиму роботи свердловини або після припинення закачування чи відбору.

Графіки зміни тиску на вибої свердловини після припинення закачування чи відбору дістали назву кривих відновлення тиску (КВТ).

Технологія одержання КВТ передбачає; замір вибійного, буферного і затрубного тисків перед зупинкою свердловини; припинення відбору чи закачування; постійна реєстрація зміни вибійного, буферного та затрубного тисків протягом деякого часу після закриття свердловини до їх стабілізації.

Тривалість реєстрації КВТ залежить від колекторських властивостей пластів і може становити від декількох годин до декількох діб, а для пошукових і розвідувальних свердловин визначається тривалістю відновлення вибійного тиску до пластового.

Найбільш простий аналітичний вираз кривої відновлення тиску одержано для досконалої свердловини в необмежених пластах, зупиненої після відбору продукції чи закачування води на усталеному режимі, або ж після відбору чи закачування (переважно для розвідувальних та пошукових свердловин) протягом деякого відрізку часу Т:

для свердловин з обмеженим часом роботи:

(14.13)

для свердловин, закритих після відбору чи закачування на усталеному режимі фільтрації:

(14.14)

де  - інтегральна експоненціальна функція; - дебіт перед зупинкою свердловини, м3/доб; Т - тривалість відбору чи закачування; - поточний час після закриття свердловини; Відомо багато методів обробки кривих відновлення тиску, наприклад метод Хорнера. З урахуванням величини функції при значеннях аргументу рівняння (14.13) з достатньою для практичного застосування точністю записується

де - поточний вибійний тиск у свердловині на момент часу  після її закриття.

Графічним зображенням залежності (14.15) є пряма з кутовим коефіцієнтом нахилу, обернено пропорційним гідропровідності пластів, яка відтинає на осі тисків відрізок, що дорівнює пластовому тиску.

На основі кривої відновлення тиску визначають: гідропровідність пластів,

проникність і п'єзопровідність пластів,

скін-ефект

(14.18)

де - тиск вибійний в кінці припливу або перед закриттям свердловини; Т - час роботи свердловини, хв;

- поправочний коефіцієнт для розрахунку скін-ефекту

додаткові втрати депресії при наявності скін-ефекту:

(14.19)

відношення продуктивності (ВП)

потенційний коефіцієнт продуктивності

(14.21)

радіус привибійної зони, см,

(14.22)

де t - відрізок часу, рівний тривалості відновлення тиску у привибійній зоні свердловини.

Метод дотичної. При малих значеннях аргументу рівняння (14.14) набуває вигляду

(14.23)

або

Графічне зображення залежності (14.24) використовують для визначення параметрів пластів, прямолінійний кінцевий відрізок якої або ж дотична до кінцевого відрізку характеризують фільтраційні опори:

де - тривалість відновлення пластового тиску, хв.

Незважаючи на простоту обробки, методи Хорнера та дотичної мають ряд недоліків, які негативно впливають на точність визначення параметрів пластів. Головними з них є довільність у проведенні дотичної до кінцевого відрізка графіка КВТ та порушення залежностей (14.13) і (14.14) внаслідок немиттєвого припинення припливу з пластів у свердловину після її закриття. Тому описані вище методи використовують переважно для обробки кінцевих прямолінійних відрізків КВТ, які характеризують фільтраційні параметри віддалених від свердловини зон пластів.

Для детальнішого визначення фільтраційних параметрів пластів на основі початкових участків КВТ розроблено і використовується декілька методів обробки графіків відновлення тиску з урахуванням припливу у свердловину після її зупинки.

Залежно від способу обліку припливу методи діляться на диференційні, диференційно-інтегральні та інтегральні.

Об'єм припливу у свердловину, м3, після її зупинки визначають за допомогою глибинного дебітоміра або ж розраховують на основі відновлення вибійного, буферного і затрубного тисків за формулою

(14.28)е FTp - площа внутрішнього переріз насосно-компресорних труб; трубного простору, м2; -густина нафти, кг/м;3  - приріст тиску протягом часу t після закриття свердловини відповідно вибійного, буферного і затрубного, МПа.

На основі об'єму припливу визначають поточні дебіти: середній  та миттєвий

Диференційний метод Борисова. В основу методу покладено розв'язок Маскета для точкового стоку в необмеженому пласті при змінному дебіті

  •  -дебіт свердловини перед її закриттям, м3/добу.

На основі кривої відновлення тиску, використовуючи формули (14.16) - (14.21), визначають параметри пластів.

Метод Чарного-Умріхіна базується на розв'язуванні диференційного рівняння Маскета для припливу рідини з необмеженого пласта у свердловину при змінному в часі дебіті:

Графік відновлення тиску в координатах згідно з рівнянням (14.30) є пряма, кутовий коефіцієнт нахилу якої до осі характеризує гідропровідність пластів:

а за величиною відрізка, який відтинає пряма на осі абсцис (х0), визначають комплекс Інші параметри знаходять за формулами (14.17)-(14.21).

Інтегральний метод УкрНДГРІ. В основу методу покладено розв'язок Чекалюка для радіального припливу при змінному дебіті з необмеженого пласта у свердловину обмеженого радіусу :

Основним розрахунковим рівнянням методу є

де - інтеграл Дюамеля; - функція припливу при одиничній депресії,

Підставляючи значення функції припливу з рівняння (14.32), одержуємо кінцеву формулу для визначення фільтраційних параметрів пластів за методом УкрНДГРІ

де

Крива відновлення тиску в координатах буде відображенням фільтраційних опорів у пластах на шляху радіального стоку продукції до свердловини перед її закриттям. Для однорідних пластів залежність (14.34) буде прямолінійною, за нахилом якої до осі часу визначають гідропровідність пластів:

а за величиною відрізка  що відтинається нею на осі абсцис, знаходять комплексний параметр

Метод простежування рівня - основний метод дослідження нефонтануючих свердловин і полягає у простежуванні зміни рівня у свердловині після його зниження.

На основі одержаної інформації визначають об'єм припливу та параметри пластів: середній q(t) та поточний q(t) дебіти при динамічному рівні H(t) ; середній коефіцієнт продуктивності - ті ; статичний рівень (пластовий тиск) - ; гідропровідність пластів - .

Розрахунок параметрів пластів проводиться на основі кривої припливу у свердловину після створення депресії.

Приплив рідини у свердловину після зниження рівня визначають з використанням залежності

де q(t) - середній за час підняття рівня дебіт, м3/год; -площа поперечного перерізу трубного і затрубного просторів в інтервалі приросту рівня, cm2; - швидкість зростання рівня за час  м/год.

На основі результатів простежування рівня будують графік швидкості зростання рівня та індикаторну діаграму.

У точці перетину лінії швидкості зростання рівня з віссю рівнів визначають статичний рівень , а за величиною її нахилу до осі рівнів Нс визначають коефіцієнт продуктивності м3/(добу МПа).

При неможливості прямого заміру пластовий тиск визначають на основі статичного рівня за формулою

де  - величина пластового тиску, МПа; - глибина заміру тиску, м; - статичний рівень, м;  - середня густина рідини у свердловині, кг/м3;  - температурний коефіцієнт зміни густини рідини; Г- геотермічний градієнт.

Лекція 16.

Технологічний режим експлуатації нафтових, газових та газоконденсатних свердловин.

  1.  Підготовка свердловин до експлуатації.
  2.  Способи експлуатації свердловин.

Для того, щоб експлуатувати поклад при найбільшому дебіті, необхідно установити для неї робочий дебіт, найбільш доцільний з погляду технології, техніки та економіки, що забезпечує безперебійну, безпечну безаварійну роботу покладу. Для вибору й обґрунтування робочого дебіту введені поняття максимально припустимого і мінімально необхідного дебітів.

Максимально припустимий дебіт – це дебіт, при якому поклад може експлуатуватися без небезпеки руйнування, обводнення, вібрації і т.д. Перевищувати цей дебіт неприпустимо, тому що поклад буде обводнюватись, почне руйнуватися, можливі аварійні ситуації.

Мінімально необхідний дебіт – це дебіт, при якому забезпечується виніс з вибою рідини і твердих частинок, або не утворюються в стовбурі гідрати, парафін і солі.

Робочі дебіти укладаються в межах між максимально припустимими і мінімально необхідними.

На вибір та обґрунтування робочого дебіту впливає безліч взаємозалежних і взаємовиключаючих факторів. Визначає дебіт геологічна служба на термін до 3-х місяців. Також визначаються тиск на вибої, гирлі свердловини для фонтанних нафтових, газових та газоконденсатних свердловин, а також для механізованих свердловин. Технологічним режимом експлуатації свердловин називають сукупність показників і умов, що забезпечують можливий робочий дебіт і нормальну роботу устаткування свердловин і промислових споруджень.

При призначенні технологічного режиму враховуються результати досліджень всіх процесів, що відбуваються в системі «поклад-свердловина».

  •  у пуску і зупинці свердловини;
  •  у становлені, підтримці і контролю за заданим режимом експлуатації;
  •  у забезпеченні нормальної роботи устаткування в ускладнених умовах гідратоутворення, парафіновідкладення, обводнювання, виніс на вибій твердих частинок, солей;
  •  підтримці в справному стані контрольно-вимірювальних приладів.

2.2 Підготовка свердловин до експлуатації

Після завершення будівництва свердловини її стовбур заповнений рідиною, яка створює протитиск на пласт і перешкоджає припливу рідини і газу з пласта, запобігаючи відкритому фонтануванню свердловини.

Освоєння свердловини -  це завершальний гтагі підготовки її до експлуатації, мета якого викликати приплив нафти і газу із пласта, забезпечивши при цьому якомога вийду продуктивність свердловини.

Приплив рідини і газу з пласта буде відбуватися тільки годі, коли тиск, створюваний стовпом рідини у стовбурі свердловини, буде нижчим від пластового. Тому освоєння свердловини зводиться до створення різними способами перепаду треку між пластом і свердловиною, названого депресією тиску на пласт. Від її величини і швидкості наростання багато в чому залежить, чи будуть вилучені з продуктивного колектора забруднюючі речовини і відновлені його природні ф.льтраційні властивості.

Тиск у свердловині можна знизити двома шляхами -зменшенням висоти стовпа рідини і зниженням її густини. Це і покладено в основу широко розповсюджених способів освоєння свердловин: заміни свердловинної рідини, компресорного способу і відпомповування рідини; глибинними насосами Перед освоєнням гирло свердловини герметизується або фон танною арматурою, або арматурою для експлуатації свердловини глибинними насосами. При цьому у свердловину опускають насоснокоми ресорні труби або насосне ус татковання.

Заміна свердловинної рідини здійснюється шляхом нагнітання в кільцевий простір свердловини рідини, густи та якої менша, ніж рідини, що запоинює свердловину.

Три виході з буріння свердловина, як правило, заповнена глинистим розчином, тому в неї спочатку нагнітають прісну або мінералізовану воду. Якщо після заміни глинистого розчину водою викликати приплив із пласта не вдаєтеся, то воду згіміняють на нафту.

У свердловини з низьким пластовий тиском нагнітають газорідинні суміші і піни.

Компресорний спосіб освоєння свердловини полягає г нагнітанні в затрубний простір газу високого тиску з газопроводу або від пересувного компресора. Газ відтискує рідину у затрубному просторі до башмака насосно-компресорних труб або до спеціального пускового отвору (клапана), проривається в труби, змішується з рідиною, внаслідок чого утворюється газорідинна суміш. Густина рідини зменшується, в результат; чого знижується і тиск на вибої свердловини. Депресія тиску на пласт і швидкість її збільшення регулюється зміною витра ти газу. Цей метод освоєння широко застосовується в фонтанних і газліфтних свердловинах.

Освоєння свердловинними насосами проводять тільки в тому випадку, коли не очікується природне фонтанування свердловини і вона надалі буде експлуатуватися цими ж насосами. Свердловинний насос, наприклад, штанговий або елект-ровідцентровий, опускається на проектну глибину відповідно до передбачуваного режиму експлуатації свердловини. У мірі відпомповування рідини її рівень у свердловині плавко знижується. Після одержання стійкого припливу із пласта свердловина переходите на експлуатаційний режим роботи.

Застосовуються також і інші способи освоєння свердловин з :ильно забрудиенсію привибійною зоною, що включають цілий комплекс робіт зі збільшення продуктивності свердловини, наприклад, солянокисле тне оброблення привибійної зони, гідравлічний розрив пласта тощо. Вони можуть здійснюватися зі створенням великих, швидконаростаючих, іноді трактично миттєвих депресій на класт.

Спосіб освоєння свердловини вибирають з урахуванням конструкції свердловини, колекторських і механічних властивостей пласта, передбачуваного способу експлуатації свердловини. У свердловинах, що розкрили крихкі, нестійкі колектори, освоєння проводять з плавним наростанням депресії, і, навпаки, в стійких, добре зцементованих колекторах прагнуть швидко досягти високої депресії.

Деякі особливості має освоєння нагнітальних свердловин. У них домагаються якомога більшої поглинальної здатності пласта і рівномірного профілю приймальності. Широко розпонююджєним способом освоєння нагнітальних свердловин є дренаж. У ході дренажу прагнуть досягти найбільш повного очищення привибійної зони пласта і самої свердловини від забруднення за рахунок промивання свердловини і створення на пласт високих; депресій різними методами. І тільки після очищення свердловини і поивибійної зони переходять на нагнітання в пласт води.

Способи експлуатації свердловин

 Процес видобування насгти охоплює переміщення нафти, газу і води (флюїдів) у пласті до вибоїв видобувних свердловин. їх піднімання з вибоїв на поверхню та промислове збирання продукції свердловин. Спосіб піднімання нафти у стовбурі з вибою на поверхню називають способом експлуатації свердловини. У теперішній час застосовують, такі основні способи експлуатації свердловин: фонтанний, газліфтний і насосні.

Піднімання нафти у стовбурі свердловини може відбуватись або за рахунок пластової енергії , або за рахунок пластової  та штучно введеної у свердловину з поверхні Еш енергій. У стовбурі свердловини енергія витрачається на подолання сили ваги гідростатичного стовпа водонафтової суміші сил шляхового (гідравлічне тертя) опору (Ет), місцевих (розширення, звуження, зміна напрямку потоку) опорів м) га інерційних (прискорення) опорів пов'язаних з рухом, а також на транспортування продукції свердлоьини від гирла до пункту збору і підготовки нафти

Звідси рівняння балансу енергій в працюючій (яка подає на поверхню нафту) свердловині можна записати у вигляді:

У загальному балансі витрати енергії на місцеві (Ем ) інерційні ІН) опори дуже малі, тому ними, як правило, нехтують .

Якщо свердловина працює тільки за рахунок пластової енергї, такий спосіб її експлуатації називають фонтанним. Зрозуміло, що в разі фонтанного способу . Звідси фонтанний спосіб є найекономічнішим і, як природний спосіб, має місце на щойно відкритих, енергетично невиснажених родовищах. Якщо в покладі підтримується пластовий тиск шляхом закачування води чи газу, то в окремих випадках вдається значно продовжити період фонтанування свердловин. Фонтанним способом вилучається основна частина світового видобутку нафти (до 75-80 %).

Якщо свердловини не можуть фонтанувати, їх переводять на механізовані способи експлуатації: газліфтний чи насосні, коли і . У цьому випадку за рахунок пластової енергії нафта піднімається лише на висоту, меншу глибини свердловини, тобто рівень рідини у свердловині не доходить до гирла свердловини. Для піднімання рідини до гирла свердловини і подавання її у викидну лінію (збірний трубопровід) потрібно ввести у свердловину штучну енергію Еш .

У разі газліфтного способу у свердловину подають енергію стисненого газу Ег, а в разі насосних способів - енергію.яка створюється насосом.

Під час експлуатації свердловини будь-яким (фонтанним, газліфтним, насосним) способом, у міру проходження нафти вздовж стовбура, із неї виділяється розчинений газ внаслідок зменшення тиску, коли він стає меншим тиску насичення нафти газом. При цьому утворюється газорідинна суміш. Газ, який виділяється у висхідному потоці виконує роботу з піднімання рідини в трубі, причому рідина може бути однофазною (нафта) або двофазною (суміш нафти та води).

Принцип та характеристика роботи газорідинного піднімача

 Принципову схему газорідинного піднімача показано на рис. 3.1. У водоймище з тостійчим рівнем занурено підіймальні труби 1 довжиною , на глибину . До нижнього кінця підіймальних труб (до башмака труб) по трубах 2 (лінія газоподавання) підводиться газ. У підіймальних трубах газ спливає в рідині згідно з законом Архімеда і утворює газорідинну суміш, яка піднімається на висоту . Оскільки труби 1 і водойма є сполученими госуди-нами, то у башмака труб буде абсолютний тиск, з одного боку.

і, з другого боку,

де: - густини відповідно рідини та газорідинної суміші;  - прискорення вільного падіння; - атмосферний тиск повітря над рівнем рідини; - протитиск на викиді з підіймальних труб.

Прирівнюючи (3.2) і (3.3), у випадку однакових тисків газу над рідиною в трубах та водоймі, тобто за умови , отримуємо:

(3.4)

Так як середня густина суміші рідини і газу є меншою густини рідини . Для будь-якого тіла за постійної маси густина тим менша, чим більший його об'єм. Із збільшенням об'єму газу в суміші (об'ємна витрата газу), зменшується густина суміші  і, відповідно, підвищується . Така суміш може існувати тільки під час руху одної чи двох фаз. Отже, принцип піднімання рідини (роботи газорідинного піднімача) полягає в зменшенні густини суміші в підіймальних трубах.

Експерименти показали, ще зі збільшенням витрати газу збільшується висота піднімання рідини в трубах і за певної його витрати починається переливання рідини Витрата рідини під час збільшення витрати газу спершу зростає, сягає максимуму, а відтак зменшується до нуля. Це пов'язано з тим. що труба заданої довжини та діаметра  за постійного перепаду (різниці) тиску може пропускати цілком конкргтну кількість ріди чи. газу або газорідинної суміші. Залежність об'ємної витрати рідини  від об'ємної витрати газу , яка зведена до нормальних умов (тиск 0,1 МПа,

температура 273 К) називають кривою ліфтування (рис. 3.2). Звідси, газорідинний піднімач можна назвати газліфтом.

Лекція № 17

Експлуатація свердловин фонтанним способом.

  1.  Умови фонтанування свердловин
  2.  Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
  3.  Принципи проектування фонтанної експлуатації свердловин

   де V, і( - витрати газу га рідини за термобаричних умов у точці їх визначення.

       Залежність між φг fг встановлюють за експериментальними даними. Втрати тиску на тертя від час руху газорідинної суміші більші, ніж під час руху однорідної рідини, їх також подають залежно від дійсного об'ємного вмісту фаз.

      У випадку висхідного руху газорідинної суміші у підіймальних трубах тиск, і температура зменшуються. Суміш рухається в бік меншого тиску. Температура кадр Землі зростає з глибиною, але стала в часі, Проте температура, нафти, яку видобувають із глибинного пласта, в міру піднімання вздовж стовбура, зменшується внаслідок неусталеного (змінного в часі) теплообміну з оточуючими стовбур свердловини гірськими породами (нафта віддає теплоту породам.).. Зменшення тиску та температури вздовж стовбура свердловини (знизу вверх) супроводжується зміною параметрів газорідинної суміші (густіша, в'язкість, газовміст та інш.) і відповідно до складових рівняння балансу тисків. Тому рівняння (3.10) справедливе для піднімача малої довжини, в межах якої мсжна допускати параметри суміші незмінними,. Тому, щоб визначити тиск біля башмака підіймальних труб у разі відомого тиску на викиді чи навпаки, усю довжину труб розбивають на короткі ділянки довжиною Δl для яких розраховують втрати тиску Δр з використанням рівняння (З.10). Так як тиск на початку однієї ділянки рівний тиску на кінні попередньої (або заданому і:пеку на кінці підіймальних труб), то в результаті розраховують і будують криву розподілу тиску p(