shammazov_ONGD

длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при движении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок на-

зывался тартанием.

Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи неф-

ти были выполнены в США в 1865 г. В России этот способ начали применять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком и нефтепромышленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальный: в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах

XIX в. В. Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти

посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. Другой способ добычи неф- ти—газлифт—предложил М. М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ

сглубины 207 м.

7.2.Физика продуктивного пласта

Рациональная организация добычи нефти и газа, т. е. их максимальное извлечение из недр при минимальных затратах времени и средств, возможна лишь при глубоком изучении физических и физикохимических свойств продуктивного пласта и заключенных в нем нефти, газа и воды, а также тех процессов, которые происходят в пласте.

Под геолого-промысловой характеристикой продуктивного пласта понимают сведения о его гранулометрическом составе, коллекторских и механических свойствах, насыщеннос­ ти нефтью, газом и водой.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. Характерный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра приведен на рис. 7.1. От гранулометрического состава зависят коллекторские

свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т. е. наличием в них пустот (пор). Каналы, образуемые порами, можно условно разделить на три группы:

1)крупные (сверхкапиллярные)—диаметром более 0,5 мм;

2)капиллярные—от 0,5 до 0,0002 мм;

3)субкапиллярные—менее 0,0002 мм.

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца поро-

ды называется коэффициентом полной пористости. Его величина у раз-

личных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, у известняков

идоломитов—от 0,65 до 33, у песчаников—от 13 до 29, а у магматических пород—от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости одних

итех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и других.

Однако величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор является закрытыми, т. е. изолированными друг от друга, что дела-

Рис. 7.1. Кривая суммарного гранулометрического состава зерен породы

ет невозможной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной пористости используют также коэффициенты

открытой и эффективной пористости. Первый из них—это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой, второй—это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность «метр в квадрате». Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. А из закона фильтрации Дарси с учетом теории размерности следует, что коэффициентом проницаемости равным 1 м2 обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с.

На самом деле коэффициент проницаемости горных пород значительно меньше: для большинства нефтяных месторождений он колеблется в пределах 0,1…2 мкм2, т. е. 10–13…2·10–12 м2, газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью до 5·10–15 м2.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкос­ ти или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов в смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютной называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы (воды, нефти или газа), которой заполнена пористая среда. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

На рис. 7.2. приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (kв) и нефти (kн) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности около 85 % фильтрация нефти прекращает-

ся вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет гигантские величины: от 40 000 до 230 000 м2/м3. Это связано с тем, что отдельные зерна породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Породы с удельной поверхностью более 230 000 м2/м3 (глины, глинистые пески, глинистые сланцы и т. п.) являются слабопроницаемыми.

Упругость пласта—это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), и противодействующим ему давлением пластовых флюидов (нефти, воды, газа), насыщающих пласт. При отборе нефти и газа пластовое дав-

Рис. 7.2. Зависимость относительной проницаемости песка от водонасыщенности

для воды (kВ) и нефти (kН)

ление снижается и под действием горного давления объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.

Нефтенасыщенность (газоили водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают ве-

личиной коэффициента нефтенасыщенности (газоили водонасыщен-

ности), который находится как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).

пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. Его величину ориентировочно принимают равной гидростатическому давлению— давлению, создаваемому столбом воды высотой, равной глубине залегания продуктивного пласта. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих горных пород, действия тектоничес­ ких сил пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Однако встречаются и обратные ситуации. Пласты, в которых давление превышает гидростатическое, называют пла-

стами с аномально высоким давлением.

Чем больше пластовое давление, тем при прочих равных условиях больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из данного месторождения или залежи.

Температура в пластах также повышается с увеличением глубины их залегания. В разных районах страны динамика роста температуры различна: она возрастает на 1 градус при погружении на глубину 13,3 м—

вГрозненском районе и на 50…60 м—в Башкирии.

Взависимости от давления и температуры, а также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная смесь). Как правило, в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а плас­ товая температура относительно мала. Такие месторождения называют-

ся нефтяными.

Условием газообразного состояния смеси углеводородов является преобладание в ее составе метана. В чисто газовых месторождениях его более 90 % (остальное—другие углеводородные газы, а также двуокись углерода, сероводород, азот и др.).

Однако наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не значит, что она обязательно будет находиться в двухфазном со-

стоянии. Дело в том, что при высоком давлении в пласте (вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости, подобно тому как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения называются газоконденсатными.

Значительно чаще в природе встречаются условия, при которых смесь углеводородов находится в пласте в двухфазном состоянии. Например, в газонефтяных месторождениях одновременно присутствуют большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, вторая фаза образуется в пласте по мере разработки залежей: при неизбежном снижении давления в пласте из нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.

Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми водами, называемыми подошвенными, объем которых, как правило, в десятки и даже сотни раз больше нефтегазоконденсатной части. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площади за пределы залежи. Такие воды называются краевыми.

Наконец, вода в виде тонких слоев на стенках тончайших пор и субкапиллярных трещин удерживается за счет адсорбционных сил и в неф­ тегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со времени формирования залежей, и поэтому ее называют «связанной» или «остаточной». Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях составляет 10…30 % от суммарного объема порового пространства, а в газовых месторождениях с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами—до 70 %. Количество связанной воды необходимо знать для оценки запасов нефти и газа в залежи. Ее наличие снижает фазовую проницаемость плас­ та. Вместе с тем связанная вода неподвижна даже при значительных градиентах давлений, и поэтому ее присутствие не приводит к обводнению продукции скважин.

Физические свойства Высокие давление и температура в пласте ска- пластовых флюидов зываются на свойствах находящихся в нем неф-

ти (конденсата), газа и воды.

Прежде всего, в зависимости от термодинамических условий в замкнутом пространстве пласта происходит изменение соотношения объемов жидкой и газовой фаз.

В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется величиной газового фактора, под которым понимается объем газа, выделяющегося из пластовой нефти при

снижении давления до атмосферного, отнесенный к 1 м3 или 1 т дегазированной нефти. Для подсчета запасов газа разгазирование производят при стандартных условиях, а для прогнозирования фазовой проницаемости— при пластовой температуре. В области высоких давлений растворимость газов линейно зависит от избыточного давления. При одинаковых условиях растворимость углеводородных газов в нефти в несколько раз больше, чем в воде (рис. 7.3).

Давление, ниже которого начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жидкой фазе. Характер зависимости давления насыщения пластовой нефти от температуры показан на рис. 7.4.

Основными параметрами нефти, конденсата, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и параметры, которые влияют на изменение объема фаз—сжимаемость, объемный коэффициент.

Вязкость—это свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее (его) частиц относительно других.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическую вязкость определяют на основе обработки кривых течения сред (см. п. 12.2). Кинематическая вязкость—отношение динамической вязкости жидкости (газа) к ее (его) плотности. Условная вяз- кость—отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20 °С.

Вязкость пластовой нефти существенно отличается от вязкости поверхностной (дегазированной) нефти, поскольку она содержит растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. Типичный характер зависимости вязкости пластовой нефти от давления в пласте показан на рис. 7.5. С увеличением давления сверх атмосферного вязкость пластовой нефти сначала уменьшается по экспоненциальному закону, а затем увеличивается в соответствии с уравнением прямой. Такое изменение вязкости обусловлено следующим. На первом участке с увеличением пластового давления увеличивается количество растворенного в нефти газа, что и приводит к уменьшению вязкости нефти, несмотря на некоторое ее сжатие. Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения—максимально возможному давлению, при котором для смеси заданного состава возможно установление полного фазового равновесия в условиях пласта. Последующий рост вязкости при дальнейшем увеличении давления обусловлен тем, что количество растворенного в нефти газа больше не увеличивается, а она продолжает сжиматься.

Характер изменения вязкости пластовой воды аналогичен.

Вязкость газа при изменении давления и температуры изменяется неоднозначно. При низких давлениях (до 10 МПа) с повышением температуры вязкость газов возрастает, что объясняется увеличением числа столкновений их молекул. При высоких давлениях газ настолько уплотнен, что определяющее влияние на его вязкость, как и у жидкостей, оказывают силы межмолекулярного притяжения, которые с ростом температуры ослабляются и, соответственно, вязкость газа уменьшается.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от состава неф-

ти, состава и количества растворенного газа, температуры и давления. Изменяется она аналогично вязкости.

На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. Плотность пластовых вод увеличивается пропорционально росту концентрации солей.

Нефть и вода обладают свойством уменьшать свой объем под действием возрастающего давления. Упругие свойства этих жидкостей характеризуются величиной коэффициента сжимаемости, который определяется как отношение изменения объема жидкости к произведению ее первоначального объема на изменение давления. Коэффициент сжимаемости для воды равен (4…5)·10–5 1/МПа, для дегазированной нефти (4…7)·10–4 1/МПа, а для пластовой нефти может достигать 140·10–4 1/МПа. Таким образом, пластовые нефти достаточно хорошо сжимаемы.

Прирастворениигазавжидкостиееобъемувеличивается.Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом. Поскольку в пластовых условиях величины газового фактора могут превышать 1000 м3/м3, то и объемный коэффициент пластовой нефти может достигать 3,5 и более. Объемные коэффициенты для пластовой воды составляют 0,99…1,06.

7.3. Этапы добычи нефти и газа

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа. Первый— движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он назы-

вается разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап— движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности.

Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап—сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспорти-

рованию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождаю-