Эксплуатация скважин, газоконденсатных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Кыргызской республики

Кыргызский государственный технический университет им. И. Раззакова

Институт горного дела и горных технологий им. академика У. Асаналиева

Геологоразведочный факультет

Кафедра «Геология нефти и газа»

Конспект лекций

по дисциплине: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

Составил: Мамбетов Аманбек

Бишкек 2011

Содержание

Введение

1. Геологические наблюдения за эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений. Наблюдения за эксплуатацией отдельных скважин

1.1 Основные принципы установления оптимального режима эксплуатационных скважин

1.2 Наблюдения за режимом работы скважин и учет добычи

1.3 Наблюдение за эксплуатацией всего пласта

1.4 Режим работы нефтяной и газовой залежи

1.5 Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежи

2. Форсированный отбор жидкости

2.1 Повышение эффективности воздействия на нефтяные пласты

3. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин и регулирование ее работы

3.1 Освоение нагнетательных скважин

4. Принцип действия воздушного (газового) подъемника

5. Принцип работы и схема глубинно-насосной эксплуатации

6. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами

6.1 Установка погружного центробежного электронасоса

7. Эксплуатация газоконденсатных месторождений

8. Совместно-раздельная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов

Введение

Начало добычи уходит в далекое прошлое (древний Китай, Египет, Римская империя и т.д.). Начиная с 1864г. на юге России (Кубань) начато бурение механическим ударным способом первой скважины на нефть. До этого добычи нефти производили с колодцев, выкопанных вручную.

Внедрение механических способов бурения скважин обеспечили быстрый рост нефтедобычи. В добыче нефти наряду с открытыми фонтанами единственным способом механизированной эксплуатации скважин было тартания. При этом способе нефть извлекали из скважины желонкой (железная труба с клапаном на нижнем конце), спускаемой на канате при помощи лебедки, устанавливаемой у устья скважины. Для подъема желонки использовалась паровая энергия от промысловых котельных.

Техника бурения и эксплуатации скважин в I - период существования нефтяного промысла была весьма низкой. Бурения в основном велось ударным способом, а глубина скважин не превышала 500 м.

Первоначально, на заре развития нефтяной промышленности, основным целевым продуктом, получаемый из нефти был керосин. «Нефтяные остатки» - мазут бесполезно сжигались в земляных амбарах, так как практического применения им найти не могли. Легкие фракции - бензин также считались отходом нефтепереработки, их также большинство случаев сжигали или выливали в море.

Изобретение форсунки способствовало все более широкому использованию нефти и мазута повсеместно. Еще больше возросло значение нефти с изобретением двигателя внутреннего сгорания и бензин, считавшийся отходом нефтепереработке на рубеже XX века стал ценнейшим товаром.

Нефтяные месторождения в последние годы разрабатываются на научных основах, с комплексным использованием при проектировании и регулировании разработки и эксплуатации целым комплексом геологических и геофизических методов исследований. Большинство месторождений начали разрабатывать с применением методов поддержания пластового давления путем закачки в пласт воды, газа. В настоящее время очень широко применяют целый комплекс искусственного воздействия на пласт: гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка забоев скважин, тепловая обработка. Все эти методы существенно повышают нефтеотдачу пласта.

Газовая промышленность является самой молодой и добыча природного газа начата лишь в конце 40-х годов XX века. Газовая промышленность является самой быстрорастущей и очень перспективной.

геологический нефтяной газовый скважина

1. Геологическое наблюдение за эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений

Для получения максимальной отдачи нефти из нефтеносного пласта необходимо не только осуществление рациональной системы разработки, но и организация оптимальных условий эксплуатации залежи. В связи с тем, что оптимальная суммарная добыча из отдельных скважин определяет суммарную добычу из пласта, при наблюдении за эксплуатацией месторождения следует иметь в поле зрения два объекта - пласт и скважину, представляющие по существу одно целое. Организуя режим работы отдельных скважин в связи с задачами эксплуатации пласта с целью обеспечения максимального использования запасов нефти, необходимо вести систематические наблюдения и исследования отдельных скважин и пласта в целом.

Наблюдения за эксплуатацией отдельных скважин.

Это наблюдение сводится главным образом к исследовании их на приток, а также к изучению работы установленного в них эксплуатационного оборудования. Исследование нефтяных скважин на приток имеет большое значение, так как позволят установить правильный технологические режим работы эксплуатационной скважины и величину проницаемости пласта. (Методы исследование скважины см. лабораторную работу).

1.1 Основные принципы установления оптимального режима эксплуатационных скважин

В результате проведенных исследований скважин представляется возможным установить надлежащий отбор нефти из отдельных скважин и из пласта в целом. Установление правильного технологического режима работы скважин является важнейшей задачи на промысле. При решении этой задачи необходимо руководствоваться требованиями геологического, технического и экономического порядка.

Максимальный дебит скважины может быть получен при P_заб = 0, если для этого имеются соответствующие геологические и технические условия. Такой дебит называется потенциальным. Совершенно очевидно, что для получения потенциального дебита не всегда обязательно доводить забойное давление до нуля, однако необходимо создать такое забойное давление и такие условия эксплуатации (например, при фонтанном способе эксплуатации, когда забойное давление не может быть равным нулю), которые обеспечили бы максимальный приток нефти в скважину.

Следует иметь в виду, что потенциальный дебит в большинстве случаев не возможно получать из-за технических (опасность слома колонны и т.п.) и геологических причин (образование пробок, обвалы и т.д., которые могут привести к неполному использованию имеющихся в пласте запасов нефти). В связи с этим в большинстве скважин приходится ограничивать отбор жидкости, чтобы обеспечить их нормальную эксплуатацию и тем самым наибольшую отдачу нефти из пласта.

Таким образом, для каждой скважины в зависимости от технических и геологических условий, которые могут изменяться во времени, устанавливается некоторая техническая норма добычи нефти, которая является оптимальным дебитом для скважины в данных условиях. Технической нормой добычи нефти (оптимальным дебитом) называется максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной разработки (и более полном использовании ресурса нефти) и рационального использования эксплуатационного оборудования.

Для правильного установления технической нормы добычи необходимы:

1. Литолого-физическая характеристика пласта, данные о местоположении скважины на структуре, о свойствах нефти, газа и воды в пластовых условиях;

2. Данные о конструкции скважины и способе вскрытия пласта (по характеру и степени вскрытия), а также о техническом оборудовании забоя;

3. Результаты исследования скважины с характеристикой режима ее работы (также режима всего плата), давления (статистического и забойного), коэффициента продуктивности и дебитов скважины (нефти, газа и воды);

4. Сведения о пробкообразовании, о выносе песка и других факторах и осложнениях в процессе эксплуатации;

5. Данные о применяемой системе разработки и задачах, возложенных на рассматриваемую скважину;

6. Сведения о динамике продвижения контактов газ-нефть и вода-нефть;

7. Данные об установленном на скважине эксплуатационного оборудовании, эффективности применяемого способа эксплуатации и целесообразности их замены.

К геологическим факторам, которые следует учитывать при установлении технической нормы добычи, относятся:

1. Неустойчивое залегание пород и наличие рыхлых песков, что может вызывать обвалы и песчаные пробки, и вообще вынос песка из скважины. Опытным путем устанавливают допустимую депрессию, предотвращающую вынос песка выше установленного процента;

2. Наличие подошвенных вод может привести к образованию конуса обводнения при чрезмерно интенсивной эксплуатации нефтеносного пласта.

К техническим факторам относятся:

1. Недостаточная прочность обсадной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении рабочего давления в скважине;

2. Малая мощность и несовершенство имеющегося на промысле эксплуатационного оборудования.

Устанавливая техническую норму добычи, следует также учитывать энергетические свойства пласта.

При режиме растворенного газа чрезмерно высокий газовый фактор может явиться причиной ограничения дебита в скважине.

При газонапорном режиме приходится ограничивать дебит в скважинах, расположенных вблизи контакта газ-нефть во избежание непроизводственного выпуска газа из недр. Ограничение дебита в скважинах вызывается также необходимостью обеспечения равномерного продвижения контакта газ-нефть и предотвращение языков газа, прорывающегося из газовой шапки.

При водонапорном режиме приходится ограничивать дебит с целью предотвращения языков и конусов обводнения, недопущения выделения в пласте газа из нефти вследствие снижения давления на забое ниже давления насыщения нефти газом, а также для обеспечения равномерного стягивания контура нефтеносности.

Наличие и учет всех указанных данных позволяют правильно наметить оптимальный дебит скважины и подобрать для этого соответствующее оборудование и способ эксплуатации.

Как известно, эксплуатацию нефтяных скважин можно осуществлять различными способами в зависимости от пластовой энергии, глубины скважины, наличия на промысле энергетической базы, а также экономической целесообразности применения того или иного способа эксплуатации. Различают следующие способы эксплуатации:

1. фонтанный;

2. компрессорный (непрерывный эрлифт и газлифт, плунжерный и периодический лифт и газлифт с применением газа высокого давления фонтанных скважин);

Фонтанный способ эксплуатации является наиболее экономичным. Поэтому следует обеспечивать продление периода фонтанной эксплуатации путем воздействия на пласт в тех случаях, когда это с технической и экономической точек зрения целесообразно.

Компрессорный способ эксплуатации применяется в районах, располагающих парком действующих компрессоров и высокодебитными скважинами, прекратившими фонтанирование, но имеющими высокие динамические уровни, допускающие компрессорные эксплуатацию. Показателями эффективности данного способа эксплуатации являются количество (в м³) воздуха (или газа), расходуемого на извлечение 1 m жидкости, и себестоимость нефти.

Глубиннонасосный способ эксплуатации нужно применять в тех случаях, когда для этого имеются соответствующие технико-экономические условия: глубина динамического уровня, дебита скважин и т.д.

1.2 Наблюдения за режимом работы скважин и учет добычи

Для наблюдения за режимом работы фонтанных скважин необходимы:

1. Манометры на буфере и в затрубном пространстве;

2. Оборудование, позволяющее спускать глубинные манометры в скважину с целью замера пластового давления;

3. Оборудование и приборы, позволяющие замерять дебит.

Для наблюдения за режимом работы компрессорных скважин необходимы;

1. Манометры и расходомеры на рабочих линиях в газо-воздухораспределительной будке;

2. Манометры на буфере или выкидной линии до штуцера;

3. Расходомеры на линии от трапа (для учета добываемого газа);

4. Устройство, позволяющее определять дебит жидкости. Для наблюдения за режимом работы насосных скважин необходимы устройства для замеров жидкости и газа и для динамометрирования.

При наблюдении за режимом работы газовых скважин нужно обязательно контролировать:

1. Установленный для скважины допустимый отбор газа с учетом ее геолого-технического состояния;

2. Режим работы скважины и величину давления на головке для обеспечения ее нормальной работы при подключении в газосборную сеть;

3. Отклонения дебита и давления в процессе эксплуатации от заданного режима работы;

4. Появление в процессе эксплуатации притоков воды, нефти, конденсата и обломков породы;

5. Состав газа путем анализов газа и определения удельного веса, содержания азота, углекислоты, серы, влажности и газолиновых фракций, а также анализа выносимого конденсата и воды.

В каждой скважине необходимо систематически замерять дебит нефти, газа и воды (а также определять процентное содержание песка в жидкости и загрязненность нефти водой). Учет добычи нефти, газа и воды должен быть настолько четким и точным, чтобы можно было надежно оценивать промышленную нефтеносность пласта, составлять проекты разработки, намечать правильные технологические режимы эксплуатации скважин и т.д.

Учет добычи жидкости осуществляют либо специальными механическими счетчиками, позволяющими замерять дебит непрерывно и отдельно для каждой скважины (для чего необходимо предварительно отделять от нефти воду, газ, а также очищать ее от песка и грязи), либо путем замера в резервуаре добычи группы скважин с последующим распределением дебитов по скважинам, либо путем замера производительности скважин в резервуаре поочередно, направляя продукцию данной скважины в резервуар в течение некоторого времени, зависящего от характера подачи жидкости скважинами. На основании такого замера определяют дебит скважины за 1 час, а затем вычисляют суточную добычу скважины, умножая часовой дебит на число фактических часов ее эксплуатации в течение суток. В этом случае полагают, что скважина в течение суточного периода эксплуатации дает более или менее равномерную добычу. Если известно, что режим скважины в течение суток значительно изменяется, производят повторные замеры дебита, на основании которых выводят средний замер. Полученные дебиты по скважинам сверяют с данными замера добычи нефти по всему промыслу (или участку) и затем заносят в особую книжку. Эти суточные замеры добычи нефти, воды и газа наряду с другими данными по каждой скважине объединяют в месячные сводки, которые посылают ежемесячно в трест.

При замерах дебита нефти в скважинах следует особенно тщательно следить за появлением воды, контролируя ее наличие в пробах нефти на приборе Дина и Старка. Для замера газа, получаемого вместе с нефтью из высокодебитных скважин, а также газа из чисто газовых скважин применяют счетчики; количество газа, поступающего из остальных скважин, замеряют шайбным измерителем или трубкой Пито. Для полного учета газа в глубиннонасосных скважинах замеряют газ, выходящий из межтрубного пространства, а также из мерника (или из трапа перед мерником).

При регистрации количеств нефти, газа и воды по скважинам и записи их в специальные книги указывают с исчерпывающей полнотой все технические данные об условиях эксплуатации скважин. Помимо книг первичного учета нефти, газа и воды по скважинам, заполняют на каждую скважину паспорт, в котором описывают всю производственную жизнь скважины - с момента начала бурения до ликвидации скважины включительно.

Правильная организация замера дебита и учет нефти, газа и воды, получаемых из скважины, - одна из важнейших задач промысла.



1.3 Наблюдение за эксплуатацией всего пласта

Тщательное и систематическое наблюдение за эксплуатацией отдельных скважин позволяет осуществлять контроль за эксплуатацией нефтеносного пласта в целом. Анализ эксплуатации пласта и практические мероприятия по улучшению условий эксплуатации дают возможность обеспечить рациональное использовании пластовой энергии и повысить коэффициент нефтеотдачи пласта.

Наблюдения и исследования при эксплуатации залежи проводят с целью установления всякого рода изменений, происходящих в залежи в процессе ее эксплуатации, и своевременного принятия необходимых мер. Наблюдают за изменением давлений в пласте, количеств нефти, воды и газа и т.д. для этого строят график (рис. 80), который в хронологическом порядке отображает характеристику эксплуатации пласта. На рис. 80 для примера показано лишь изменение пластового давления P во времени, текущего дебита нефти, добычи нефти и газового фактора Г; остальные функции не показаны. На этом же графике можно показать и количество воды, закачанной в пласт, если закачка производилась.

Графическое изображение поведение пласта в процессе эксплуатации позволяет исследовать отдельные функции пласта и изучить их взаимосвязь.

Путем снятия ординат отдельных функций для данной абсциссы (например, времени Т₁) строят ряд производный графиков, характеризующих зависимость между давлением и текущей добычей (точки 1 и 3), давлением и суммарной (накопленной) добычей (точки 1 и 2), текущей добычей и газовым фактором (точки 3 и 4) и т.д. Снимая указанные соотношения для ряда точек абсцисс (для Т₂, Т₃ и т.д.), строят интересующие соотношения.

Для наблюдения за перераспределением давлений в пласте строят карты изобар. Для их построения выбирают скважины, в которых нужно произвести систематические замеры пластовых давлений с таким расчетом, чтобы получить данные по всему пласту. При построении карт изобар используют показания уровней и замеры давлений в пьезометрических скважинах.

Наблюдение за изменением газового фактора осуществляют путем замера его, как правило, не реже двух раз в месяц и построения графика в соответствии с указанным выше.

Для наблюдения за перемещением контактов газ - нефть и нефть - вода строят карты газового фактора по скважинам, карты обводненности скважин, карты водонефтяного контакта.

Для характеристики изменения дебитов по площади строят карты начальных, текущих и суммарных дебитов по скважинам путем вычерчивания в точке расположения скважины круга, площадь которого в масштабе изображает дебит скважины.

В процессе эксплуатации периодически отбирают глубинные пробы для изучения изменений физических и химических свойств добываемых жидкостей и газов.

В процессе эксплуатации производят в специальных скважинах отбор керна в обводненной части пласта для изучения остаточных запасов нефти в этой части пласта.

При нагнетании в пласт воздуха систематически наблюдают за изменением химического состава газа, добываемого из ближайших эксплуатационных скважин, замеряя удельный вес газа, его теплотворную способность и содержание в нем азота и кислорода. При нагнетании в пласт воды наблюдают за изменением состава воды, получаемой из эксплуатационных скважин.

Чтобы установить влияние нагнетания воды и отбора жидкость из пласта на характер перераспределения давлений, а также упругие свойства жидкости и пласта, следует иметь пьезометрические скважины и вести за ними тщательное наблюдение. Для наблюдения в пьезометрических скважинах за общей тенденцией изменения пластового давления их следует располагать в некотором отдалении от эксплуатационных скважин, в законтурном части пласта. Для определения пластовых давлений в них замеряют уровни жидкости, а для проверки величин пластовых давлений, вычисленных по уровням, периодически спускают на забой глубинный манометр. В связи с необходимостью непрерывного наблюдения за изменением давления в пьезометрических скважинах целесообразно оборудовать их специальным прибором, автоматически регистрирующих уровень жидкости. Непрерывный контроль за положением уровня в скважине - пьезометре дает возможность устанавливать не только общую тенденцию в изменении пластового давления, но и регистрировать пуск и остановку близ расположенных эксплуатационных и инжекционных скважин, а также изменения режима их работы. Эти данные позволяют судить о взаимодействии скважин, пьезопроводности пласта, а также упругих свойствах жидкости и пласта. Это облегчает построение карт пьезопроводности.

Путем обобщения всех данных наблюдения и исследования при эксплуатации залежи устанавливают:

1. Величину коэффициента продуктивности (с составлением соответствующей карты) по индикаторным диаграммам при разных темпах отбора жидкости;

2. Распределение пьезопроводности по пласту по данным кривых взаимодействия эксплуатационных скважин с пьезометрическими;

3. распределение пластового давления по площади с составлением карт изобар;

4. Изменение положения контуров газоносности и водоносности в процессе эксплуатации с составлением карт водонефтяного контакта и карт газового фактора;

5. Изменение физических и химических свойств добываемых жидкостей и газов;

6. Критические скорости течения жидкости и газа в призабойной зоне пласта, которые могут привести к выносу песка;

7. Характер изменения проницаемости по пласту по данным кривых восстановления давления в останавливаемых скважинах и по данным индикаторных диаграмм;

8. Характер соотношений между отбором жидкости (и газа) из пласта и изменением пластового давления.

Все указанные данные являются основой для установления рационального технологического режима эксплуатации залежи и норм отбора нефти (и газа) из пласта.

1.4 Режим работы нефтяной и газовой залежи

В зависимости от того, какой вид энергии обусловливает перемещение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают следующие основные категории режимов нефтяных залежей.

1. Водонапорный Режимы

2. Газонапорный (газовый) вытеснения

3. Растворенного газа Режимы истощения

4. Гравитационный пластовой энергии

Учитывая влияние на работу пласта упругого расширения жидкостей и породы, рассматривают также упругий и упруговодонапорный режимы. При одновременном проявлении энергии нескольких видов принято говорить о смешанных, или комбинированных, режимах. Существует также понятие о режимах с подвижным или неподвижным контурами нефтеносности.

Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и даже заменять другими. Он в большой степени зависит от темпов отбора жидкости и газа, а также от других искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки месторождения (нагнетание рабочего агента в пласт и др.). Геологические условия и энергетические особенности залежи лишь способствуют установлению того или иного режима работы месторождения, но не определяют его полностью.

Условия возникновения различных режимов работы нефтяных залежей и характер их проявления следующие. В природных водонапорных системах нефть (или газ) вытесняется в скважины под действием естественного напора краевых вод. Напор вод может создаваться также искусственно путем нагнетания воды в специальные нагнетательные скважины. При чисто водонапорном режиме поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается. При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом сначала наблюдается некоторый спад пластового давления и устанавливается градиент давления, вызывающий поступление воды в продуктивную зону. Со временем пластовое давление при постоянном отборе жидкости из пласта стабилизируется, что является доказательством водонапорного режима с полным замещением извлекаемой из пласта нефти водой. Если же темп отбора нефти из пласта непрерывно возрастает, может наступить момент, когда пропускная способность водонапорной системы при данном напоре станет недостаточной и объем воды, успевающей войти в нефтяную залежь, станет меньше объема извлекаемых нефти и газа. Пластовое давление начнет падать, что может привести к переходу водонапорного режима работы пласта в режим растворенного газа. Благодаря медленному падению пластового давления в залежах с водонапорным режимом дебит скважин длительное время остается примерно постоянным. Постоянным обычно остается и газовый фактор до тех пор, пока давление на забое скважин не станет ниже давления насыщения.

При упруговодонапорном режиме характер изменения показателей работы пласта и скважин будет иным. Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости за счет упругого расширения пласта и жидкостей достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период. Дебиты скважин при поддержании постоянного давления на забое уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно. Затем кривая изменения дебита становится более пологой. Схематически зависимость суммарного отбора от среднего пластового давления в залежи с упруговодонапорным режимом можно представить в виде графиков (рис. 27).



Газовый фактор, как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным до тех пор, пока давление не станет ниже давления насыщения. Упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте определяется пьезопроводностью, которая зависит от физических свойств жидкости и пласта и характеризуется коэффициентом пьезопроводности:

где -- коэффициент пьезопроводности, м2/сек; -- коэффициент проницаемости пласта, м2; -- абсолютная, или динамическая, вязкость жидкости, н·сек/м2; т -- пористость, доли единицы; -- коэффициент сжимаемости жидкости, м2/н; -- коэффициент сжимаемости пористой среды, м2/н; -- коэффициент упругоемкости пласта, м2/н.

Коэффициент пьезопроводности пласта лучше всего определять по результатам обработки данных исследования скважин на взаимодействие в различных направлениях пласта. При разработке пласта в условиях упругого режима желательно построить карту коэффициентов пьезопроводности.

На рис. 28 схематично показан характер изменения пластового давления и газового фактора при различных режимах работы залежи. Пластовое давление выражено в % от начального, а газовый фактор - в единицах относительно начального газового фактора. Очевидно, что при режиме растворенного газа условия для фильтрации нефти являются наименее благоприятными, поэтому его по возможности следует избегать. Это достигается искусственным воздействием на залежи путем нагнетания в них воды или газа.

В промысловой практике залежь весьма редко работает в каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Например, месторождения с водонапорным режимом вследствие высоких отборов могут перейти на режим растворенного газа. Иногда на одном и том же месторождении различные участки могут работать в различных режимах: в краевые скважины нефть может вытесняться за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду, -- за счет энергии газовой шапки или истощения энергии растворенного в нефти газа. Нередко напорная вода вытесняет смеси нефти с газом.

В практике эксплуатации газовых месторождений приходится также иметь дело с водонапорным, газовым и смешанным режимами. Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, обусловлен наличием активных краевых вод. При ограниченном темпе отбора газа поступающая в пласт вода полностью восстанавливает пластовое давление.

Газовый режим залежи (его еще называют режимом расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником энергии в залежи является энергия самого сжатого газа, когда отсутствуют пластовые воды или они неактивны. Характерной особенностью чисто газового режима является постоянство отношения суммарного количества газа, добытого из залежи за определенный промежуток времени, к депрессии давления в залежи за тот же промежуток времени. Это отношение характеризует величину объема порового пространства газовой залежи.

Смешанные, комбинированные режимы работы возникают в газовой залежи, обладающей напором краевых и подошвенных вод, когда объем отбираемого газа превышает объем поступающей в залежь воды. При этом по мере эксплуатации залежи пластовое давление снижается, причем темпы снижения давления меньше, чем в залежах с газовым режимом.

Большинство газовых месторождений работают в газовом и смешанном режимах.

1.5 Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежи

Коэффициент нефтеотдачи, равный отношению количества добытой нефти к первоначальным ее запасом в залежи, зависит от многих факторов: от физических свойств пород пластовых жидкостей, от режима работы залежи, от показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин, темпа и порядка ввода их в эксплуатацию, интенсивности отбора жидкостей из пласта и т.д.), от степени охвата залежи вытесняющим нефть агентом и пр. Следовательно, коэффициенты нефтеотдачи для месторождений с одним и тем же режимом работы может быть различными.

Наиболее высоки коэффициенты нефтеодачи при водонапорном режиме, так как нефть вытесняется водой, вязкость которой в пластовых условиях может быть больше вязкости нефти и во много раз превышает вязкость газа. Установлено, что чем больше вязкость вытесняющего агента по сравнению с вязкостью нефти, тем больше нефтеотдачи. При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом в нефтяной части пласта длительное время (до прорыва воды в скважины) происходит однофазное движение нефти («поршневое» вытеснение водой).

При газонапорном режиме нефтеотдача несколько меньше, чем при водонапорном, так как нефть из пласта вытесняется газом, обладающим значительно меньшей вязкостью, чем нефть, и не смачивающим породу. Даже при небольшом понижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ, который уменьшает фазовую проницаемость пород для нефти. Однако при значительных углах падения пород (не менее12-15^о) и при прочих благоприятных условиях гравитационное разделения нефти и газа в условиях нефтеотдача может быть значительной.

Совсем низкие коэффициенты нефтеотдачи наблюдаются при работе залежи в режиме растворенного газа. Значительная часть энергии расширяющегося газа тратиться при этом на проскальзывании его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению.

Согласно экспериментальным и статистическим промысловым данным коэффициенты нефтеотдачи (КНО) в зависимости от режимов работы пласта могут принимать следующие значения:

Водонапорный режим 0,50,8

Газонапорный режим 0,40,7

Режим растворенного газа 0,150,3

При напорных режимах месторождения характеризуется обычно не только высокой нефтеотдачей, но и высокими уровнями добычи и сравнительно меньшими сроками их эксплуатации (при одних и тех же размерах залежи и начальных условиях). Поэтому в промысловой практике уже на ранней стадии эксплуатации месторождения весьма просто можно определить потенциальные природные возможности залежи и в соответствии с этим правильно запроектировать общие схему разработки месторождения. Крайне важно установить характер источников пластовой энергии, которыми располагает месторождения, возможности использования природной энергии для получения максимальных количеств нефти или необходимость искусственного пополнения этой энергии путем нагнетания в залежи того или иного рабочего агента, чтобы создать наиболее эффективный режим.

Приток жидкостей и газа к забоям нефтяных и газовых скважин обусловлен разностью между пластовым и забойным давлениями. Величина этого перепада или депрессии давления зависит от отбора жидкости (газа) из скважин, физических свойств пород пласта и жидкости, а также от вида пластовой энергии, которая обусловливает добычу нефти и газа. Установлено, что нефтяной газовый пласт со скважинам представляют собой единую гидравлически связанную систему (если, конечно, пласт не разбит тектоническими нарушениями на отдельные блоки). При этом влияние эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазовую область, но и на окружающую водонапорную область вплоть до границ пласта. Из этого следует, что виды и запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать с учетом строения всей залежи и окружающих ее областей, а также свойств жидкостей и пород всего нефтяного пласта.

Запасы энергии в залежи расходуются на продвижение нефти и газа по пласту к забоям скважин. Запас энергии в залежи зависит от величины пластового давления.

Источниками пластовой энергии, под действием которой нефть и газ притекают к забоям скважин, являются энергия напора пластовых вод, энергия свободного и выделяющегося при понижении давления растворенного в нефти газа, энергия упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, обусловленного силой тяжести самой нефти.

Запасы пластовой энергии в процессе эксплуатации залежи расходуются на преодоление сил, противодействующих движению нефти и газа в пласте: сил внутреннего трения жидкостей и газов и трения их о породу, а также капиллярных сил. Силы трения обусловлены вязкостью жидкостей и газов.

Нефть и газ могут двигаться в результате проявления как одного, так и различных видов пластовой энергии одновременно. В дальнейшем будет показано, что от .энергетических особенностей месторождения зависит весь ход разработки и эксплуатации залежей.

Рассмотрим более подробно природу и характер проявления упомянутых видов пластовой энергии.

Энергия напора пластовой воды. На рис. 25 схематически изображена залежь, имеющая напор краевой воды. Давление в этой залежи определяется высотой столба воды в законтурной области. Если пробурить па такой залежи скважины, то нефть будет притекать к их забоям и подниматься на поверхность за счет энергии напора краевых вод.

Эффективность действия напора краевых вод при этом будет зависеть не только от величины превышения выходов пласта над устьем скважины, но и от пропускной способности пород (проницаемости) и вязкости жидкости.

Если проницаемость пород достаточно велика и жидкости в пласте достаточно подвижны, то основным видом энергии, за счет которой жидкость будет притекать к забоям скважин, длительное время будет энергия напора краевой воды.

Энергия сжатого свободного газа. Другим видом пластовой энергии является упругая энергия сжатого свободного газа. Газ залежи может присутствовать в виде газовой шапки или в виде пузырьков, рассеянных в нефти и выделяющихся из нее при уменьшении пластового давления ниже давления насыщения. Геологическое строение залежи, при котором энергия этого вида является основной, показано на рис. 26, где схематически изображено месторождение закрытого типа без напора краевой воды. Если понизить давление на забое, нефть в нее будет притекать вследствие расширения газа в газовой шапке и газа, выделяющегося из нефти. Это объясняется тем, что при наличии газовой шапки нефть полностью насыщена газом и понижение давления приводит к выделению газа из раствора. Запасы энергии сжатого газа в залежи ограничены, величина их зависит от объема газовой шапки, запасов нефти, величины пластового давления, растворимости газа в нефти.

Энергия упругости пластовой водонапорной системы играет весьма важную роль в процессах движения нефти и газа в пласте.

Выше было отмечено, что пластовые жидкости и сами породы сжимаемы, поэтому в пластовых условиях они обладают запасом «упругой» энергии, освобождающейся при снижении давления.

Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обусловливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин. При этом вследствие падения пластового давления породы и жидкости расширяются.

Зона падения давления в пласте распространяется по мере эксплуатации месторождения далеко за пределы залежи, в водоносную область; вода в объеме расширившейся породы и пластовых жидкостей перетекает в нефтяной пласт и вытесняет из него в скважины соответствующий объем нефти. Обычно объем водоносной части пласта во много раз превышает объем его нефтяной части. Вследствие этого общие объемы расширения воды и пород при снижении давления могут иногда превышать весь первоначальный объем нефти в залежи.

Кроме того, нефть может притекать к скважинам под действием силы тяжести.

Энергия напора, обусловленная силой тяжести пластовых жидкостей, проявляется вследствие того, что нефтесодержащие пласты залегают не горизонтально. Величина напора зависит от угла падения пластов. При пологом залегании пластов приток нефти также может быть обусловлен силой тяжести, особенно в мощных пластах. Уровень жидкости в пласте понижается при этом ниже кровли (случай движения жидкостей «со свободной поверхностью»). Энергия напора, обусловленная силой тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин, чаще всего в залежах закрытого типа после длительной их эксплуатации, когда истощается энергия газа.

В процессе движения нефти и газа в пласте чаще всего действуют различные виды энергии одновременно. Так, всегда проявляются упругость пород и жидкостей и сила тяжести. Однако в зависимости от геологических условий и условий эксплуатации месторождения превалирует энергия того или иного вида.

2. Форсированный отбор жидкости

Этот процесс отбора жидкости из сильно обводненных залежей рассматривается как завершающий процесс эксплуатации при естественном или искусственном заводнении пластов. Обычно при использовании энергии наступающей воды эксплуатация скважин ведется с тем или иным ограничением отбора во избежание неравномерного продвижения контура воды. Тем не менее, в процессе этого продвижения неизбежно наступает момент обводнения скважин сначала близко расположенных к продвигающемуся контуру, затем и находящимся в центре залежи. В таком обводнении залежи отдельные скважина могут перейти почти полностью на воду, что конечно, поведет к прекращению их эксплуатации, хотя нефть может оставаться в значительных количествах или в наименее проницаемых зонах залежи, частично обойденных водой, или в при кровельных зонах между скважинами. В таких условиях форсирование отбора жидкости по всем скважинам путем увеличения градиентов давления и скорости движения ее в пласте к скважинам способствует вовлечению в общее движение также и жидкости, занимавшей каналы, по которым в при меньших градиентах движения не было.

Форсируют отбор постепенно: сначала увеличивают дебиты отдельных скважин на 30-50%, затем доводят отбор до 2х-4х кратного. Таким образом, остаточные скопления нефти, обойденные водой при движении ее по пласту, с повышением скорости фильтрации жидкости постепенно вымываются из застойных зон и общий коэффициент нефтеотдачи при этом увеличивается. Практика показывает, что наилучшие результаты при форсированном отборе жидкости можно получить в том случае, если продукция скважин обводнена на 75-85%. Кроме того, условиями, обеспечивающими наибольшую эффективность метода - высокая проницаемость пород и высокие уровни жидкости в скважинах. Показателем эффективности процесса служит положительная реакция скважин на увеличение темпов отбора, т.е. повышение, или по крайней мере прекращение снижения %го содержания нефти в добываемой жидкости. Пределом применимости данного метода можно считать повторное снижение процентного и абсолютного содержания нефти в добываемой жидкости до минимально допустимого.

Средством форсированного отборов может быть любые технические приспособления, способные перемещать большие количества жидкости: глубинные насосы больших диаметров, погружные электронасосы и т.д.

2.1 Повышение эффективности воздействия на нефтяные пласты

Применение вышеописанных искусственных методов воздействия на пласт позволяет наиболее рационально использовать естественную пластовую энергию и восполнять ее, значительно сокращает сроки разработки нефтяных залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти. Но конечная нефтеотдача при любых известных методах воздействия на них никогда не достигает 100%; в недрах всегда остается значительного количество нефти, которая удерживается в порах пласта капиллярными силами или же находится в целиках и зонах пласта, не затронутых воздействием движущих сил. Чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше поровые каналы, тем сильнее проявляется удерживающие нефти капиллярные силы, тем больше в пласте остается нефть. Многие исследователи считают, что после эксплуатации нефтяных залежей даже с применением методов закачки в пласт воды или газа, в пластах остается до 30-40% нефти от первоначальных абсолютных запасов. Поэтому повышение суммарной нефтеотдачи пластов - одна из наиболее важных проблем в современной технологии добычи нефти.

Известные в настоящее время методы вытеснения нефти из пласта, направленные на повышении их суммарной нефтеотдачи можно разбить на 3 основных группы:

1. Улучшение нефтевымывающих свойств закачиваемый в пласт воды;

2. Тепловое или термические методы воздействия на нефтеносные пласты;

3. Вытеснение нефти из пластов смещающимися с ней жидкостями или газами.

Закачка в пласт воды с добавками ПАВ и загустителей.

Молекулярная природа поверхности минеральных частиц, слагающих нефтяной пласт, бывает различной. Поверхность частиц горной породы может смачивается водой избирательно лучше, чем нефтью; в этом случае порода будет гидрофильной, а обратный случай- гидрофобной. Наконец, что часто встречается в природе, порода может быть частично гидрофильный и частично гидрофобной.

При вытеснении нефти из пор пласта водой, несмотря на то, что вода занимает место вытесненной нефти, внутри пор или на зернах пород под действием поверхностных сил натяжения, все же остаются пленки или капельки нефти. Добиться максимального извлечения оставшихся капель нефти можно путем снижения поверхностного натяжения на границе между нефтью и водой. При снижении межфразового натяжения до нуля, вода почти полностью смешалось бы с нефтью, и всю нефть удалось бы вытеснить закачиваемый водой. Изменение поверхностно-молекулярных свойств полиминеральной среды в нефтяном коллекторе можно достигнуть обработкой вытесняющей воды поверхностно-активными веществами - ПАВ. Установлено, что наиболее лучшими реагентами для снижения поверхностного натяжения воды при ее закачке в пласт является неионогенные ПАВ типа ОП. Опытным путем установлено, что применение последних в концентрации 0,05% повышает степень вытеснения нефти водой на 15-20% и при этом в несколько раз возрастает скорость вытеснения и сильно уменьшается расход нагнетаемый воды. Нагнетание высококонцентрированных растворов ПАВ при непродолжительной разовой закачке с последующей закачкой чистой воды дает лучшие результаты. Следовательно, для повышения эффективности действия ПАВ при заводнении пластов следует использовать метод, «оторочки», состоящей в создании вала облагороженной поверхностно-активными веществами воды, проталкиваемая вглубь пласта обычной водой. Этот метод для повышения нефтевымывающих свойств закачиваемой воды в пласт имеет большие перспективы.

Другим направлением работ по повышении эффективности процессов искусственного заводнения нефтяных пластов является загущение закачиваемой в пласт воды тем или иным загустителем с целью увеличения ее вязкости. При этом создается условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышается эффективность вытеснения нефти из пласта. Для этих целей используют различные водорастворимые полимеры как, например известковой полиакриламид. В качестве рабочего агента повышенной вязкости может быть использованы пены, приготовленные на аэрированный воде с добавкой 02-1.0% пенообразующих веществ. При закачке пены, после создание оторочки из нее в призабойной зоне проталкивает ее вглубь пласта. Перспективным направлением является нагнетание в нефтяные пласты воды, насыщенной углекислым газом. (карбонатизированная вода).

Тепловые методы воздействия на пласт.

Сущность всех тепловых методов воздействия на нефтяные пласты состоит в том, что при нагреве породы пласта и заполняющей ее жидкости снижается вязкость пластовой нефти и поверхностное натяжение на границе «нефть-порода», уменьшается действие адсорбционных сил. Этим самым создаются условия для наиболее полного вытеснения нефти из пор пласта. Тепловые воздействие может быть осуществлено различными способами:

1. Газификацией пласта, т.е. созданием в пласте внутрипластового передвижного очага горения (ВДОГ), поддерживаемого непрерывной подачей воздуха или газо-воздушной смеси с поверхности;

2. Закачкой в пласт горячей воды, пара и других теплоносителей ВДОГ.

Сущность этого метода следующая: нефтяной пласт рассматривается как газогенератор, в котором после зажигания нефти тем или иным способом у забоя зажигательной (нагнетательной скважины, при условии постоянного притока воздуха, в пласте создается движущийся очаг горения; образующийся впереди фронта горения газы и пары нефти, а также нагретая нефть повышенной вязкости движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность. При горении в пласте выделяется достаточное количество тепла, которым нагревается нефть, находящаяся в пласте впереди фронта горения. Вязкость ее сильно уменьшается, а давление нагнетаемого воздуха заставляет ее двигаться по направлению к эксплуатационным скважинам. При горении происходит крекинг, в результате которого более мягкие фракции оттесняются к эксплуатационным скважинам, а тяжелые смолистые остатки в виде кокса остаются в песчанике, являясь горючим материалом при дальнейшем движении фронта горения. В пласте сгорает 10% нефти. При ВДОГ образуются: легкие УВ, которые затем конденсируется в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения, перегретый пар из реакционный и пластовой воды и из влаги, поступающей с окислителем, с последующей его конденсацией; высоконагретые газы горения (СО₂ Со, N₂ и остаточный О₂), частично растворяющиеся в воде и нефти; твердый коксоподобный агрегат. Содержащиеся в продуктах горения перегретые пары воды, сопрекаясь в начале зоны предварительного повышения температуры с ненагретой породой, конденсируется, образуя в пласте «вал горячей воды» (зону повышенной водонасышенности), который эффективно вытесняет нефть. В первом приближении можно считать, что ВДОГ может быть успешно осуществлен в пластах, содержащих нефти с плотностью выше 900 кг/м³ и вязкостью выше 100сп3 (0.01 Па.с). Создание ВДОГ независимо от качества содержавшейся в пористой среде нефти может быть успешно осуществлен лишь при нагнетании в пласт гадзовоздушной среды. При этом количество воздуха в смеси должно быть достаточным для снижения газа и остатка.

Нагнетании в пласт теплоносителя.

В качестве теплоносителя для закачки в пласт может быть использованы горячая вода, водяной пар, парогазовая смесь и др. При нагнетании в пласт большого количества горячей воды зона нагрева распространяется на значительное расстояние от нагнетательной скважин. Повышение t⁰ пласта вызывает снижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхносных сил и расширение объемов пластовых жидкостей. Уменьшение вязкости нефти увеличивает ее подвижность. С повышением температуры улучшается смачиваемость водой поверхности минералов пород коллектора. Объемное расширение пластовых жидкостей и скелета пласта приводит к увеличению количества извлекаемой из пласта нефти. Все эти факторы в конечном счете обусловливает значительное увеличение нефтеотдачи пласта. Исследования показывает, что механизм увеличения нефти при нагнетании в пласт пара может обеспечить высокую нефтеотдачу как тяжелых, так и легких нефтей. Качеству питательной воды при нагнетании в пласт теплоносителя (пара и горячей воды) должно быть уделено серьезное внимание, т.к. оно в значительной степени определяет продолжительную и бесперебойную работу всей установки. Для нагнетания в пласт применяется насыщенный пар, а не перегретый. Необходимость работы установки при повышенных температурах предъявляет к ней спец. требования; механическая прочность, коррозионная устойчивость и т.д. и т.п. При непрерывном нагнетании теплоносителя значительная часть тепла расходуется на выше- и нижележащих, чем продуктивный горизонт, толщ. Наиболее серьезным осложнением в процессе вытеснения нефти паром является преждевременные прорывы пара к забоем эксплуатационных скважин, наиболее близко расположенным к нагнетателям. В этом случае процесс нагнетания пара в пласт останавливают, промывают холодной водой и спустя 10-15 суток вновь пускают в эксплуатацию.

Вытеснение нефти смешивающимися с ней растворителями.

Частичное или полное устранение отрицательного влияние на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создание в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (н.) смешивается с вытесняющей фазой (газ, растворитель) без образования границы раздела между ними. На основании данного условия разработаны несколько методов вытеснения нефти из пористой среды: 1) вытеснение нефти сжиженными газами (при давлении 8МПа); 2) вытеснении нефти жирным попутным или обогащенным газом (при Р 14МПа); 3) вытеснении сухим газом высокого Р (при Р 21 МПа). Процесс смешивания вследствие растворения одной жидкости в другой устраняет образование менисков, а значит и возникновение капиллярных сил. Вместе с тем растворитель снижает вязкость пленочной нефти и тем самым снижает прилипаемость нефти к породе. Процесс обратного испарения способствует увеличению пленочной и капиллярно-удержанной нефти путем перевода системы нефти-газ в однофазное газовое состояние т.е. путем р-рения нефти в сильно сжатом газе.

Смешиваемость фаз пластовых условиях.

Смешиваемость пропана с нефтью способствует полному вытеснению нефти из тех пор, доступ в которые получил пропан. Извлечение нефти из поровых каналов в условиях смешиваемости вытесняемой и вытесняющей фаз называется вытеснение нефти смешивающейся фазой или вытеснением при смешивании. Смешиваемость с нефтью и с метаном при повышенных Р свойственна не только пропану, но и смеси других УВ, в состав которых могут входит гомологи метана от этана до гексана.

...