Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специал

и жидкости становятся одинаковыми, граница между ними исчезает, и теплота парообразования обращается в нуль.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объем газа в пластовых условиях:

где обозначения с индексом «пл» относятся к пластовым условиям, с индексом «0» – к поверхностным (стандартным).

Объемный коэффициент газа используется при пересчете объема газа в стандартных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчете запасов):

Динамическая вязкость природного газа при стандартных условиях невелика и не превышает 0,01…0,012 мПа с. Она увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличиваются средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами обусловлено закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение при разработке месторождений.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри, согласно которому количество газа, растворенного при данной температуре Vг определяется следующим образом:

где Vж – объем жидкости-растворителя; α – коэффициент растворимости газа; Р – давление газа над поверхностью жидкости.

Коэффициент растворимости газа α показывает, какое количество газа растворяется в единице объема жидкости при данном давлении, то есть

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различается, поэтому углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2, растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта сильно газирована (5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды).

С повышением давления растворимость газа растет, а с повышением температуры – снижается. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.

При движении газа по пласту наблюдается так называемый дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается и изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом ДжоуляТомсона определяется следующим образом:

32

где αt – коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры); Р – изменение давления.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей, в основном хлористых (до 80–90 % от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

–подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

–краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

–промежуточные (между пропластками);

–остаточные (вода в нефтенасыщенной или газонасыщенной части коллектора, оставшаяся со времен образования залежи).

Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, ее свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Основные физические свойства пластовых флюидов – плотность и вязкость. Непосредственное влияние на продуктивность скважины оказывает вязкость фильтрующейся жидкости.

Известно, что появление воды в продукции нефтедобывающих скважин может привести к образованию водонефтяных эмульсий. Глобулы воды в нефти быстро стабилизируются содержащимися в ней поверхностно-активными соединениями и мехпримесями (частицы глины, песка, продуктов коррозии стали, сульфида железа), а затем дополнительно диспергируются [25]. Образующиеся водонефтяные эмульсии (ВНЭ) характеризуются высокой вязкостью. Наиболее стойкие эмульсии образуются при обводненности продукции 35–75 %.

Обводненение нефти в определенных условиях может вызвать более интенсивное образование асфальтеносмолопарафиновых отложений [16].

33

3.5. Термодинамические условия

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии, которые могут быть использованы для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом отношении существенно зависят от величины начального пластового давления Рпл нач и динамики его изменения при разработке залежи.

Начальное (статическое) пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные, различающиеся условиями формирования, особенностями фильтрационных процессов и значениями напора. Залежи углеводородов, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, могут иметь различные по величине значения начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

Взависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

1)залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

2)залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

Вгеолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими

34

особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

Вводоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем

иприуроченных к ним залежей.

Впределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления превышают значения этого показателя в водоносной части пласта при одинаковых абсолютных отметках залегания пластов. Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.

Разницу между пластовым и гидростатическим давлением на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Ризб.

Винфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления для залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за пределы 0,008–0,013 МПа/м. Верхний предел характерен для газовых залежей большой высоты. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.

Осоответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно

уграниц залежи.

При вертикальном градиенте больше 0,013 МПа/м пластовое давление считают сверхгидростатическим (СГПД), при градиенте меньше 0,008 – меньшим гидростатического. В первом случае имеет место сверхвысокое (СВПД), во втором – сверхнизкое (СНПД) пластовое давление.

35

Пластовое давление, меньшее гидростатического (с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м), встречается редко. Наличие в пластах-коллекторах пониженных давлений может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории

щающей пустотное пространство воды может уменьшаться также вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.

Начальное пластовое давление в залежи, природа и размеры водонапорной системы во многом определяют фазовое состояние углеводородов в недрах, природную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, уровни и динамику годовой добычи нефти и газа.

Значение величины пластового давления залежи необходимо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Указанные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов углеводородов.

Знание значения начального пластового давления залежи и всех вышележащих пластов-коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин (обеспечение проходки ствола без поглощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, прихватов труб, повышение степени совершенства вскрытия пластов без снижения продуктивности коллектора по сравнению с его природными характеристиками).

Соответствие пластового давления гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной

относительно медленно. При составлении первого проектного документа на разработку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.

Данные о температуре пласта необходимы при изучении свойств пластовых нефти, газа и воды, определении режима пласта и динамики движения подземных вод, при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т.п.

Измерение температуры в обсаженных трубами или необсаженных скважинах производят максимальным термометром или электротермометром.

Перед измерением скважина должна быть оставлена в покое на 20–25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. В процессе бурения температуру обычно измеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах измерение температуры оказывается надежным лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах скважину необходимо остановить на длительный срок. Для этой цели можно использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При измерениях в скважинах следует учитывать возможное понижение естественной температуры в связи с проявлениями газа (дроссельный эффект).

Данные измерений температуры могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень – расстояние в метрах, G, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле

37

где Н – глубина места измерения температуры, м; h – глубина слоя с постоянной температурой, м; Т – температура на глубине Н, °С; t – постоянная температура на глубине h, °С.

Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины. Такие данные позволяют вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент, т.е. прирост температуры в °С при углублении на каждые 100 м. Величина геотермического градиента

В зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносном комплексе зависит от его гипсометрического положения. Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени имеет пониженное значение. В зонах слабого движения вод, т.е. практически при отсутствии водообмена, геотермическая ступень является нормальной. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод.

Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных, то есть антиклинали являются зонами повышенной, а синклинали – пониженной температуры.

Для верхних слоев земной коры (10–20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земной поверхности.

38

4. ПОИСКИ И РАЗВЕДКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Геологоразведочный процесс определяется как совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности производственных и научных исследований, которые должны обеспечить открытие, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке полезного ископаемого.

Выделяют три этапа гелогоразведочных работ на нефть и газ (табл. 3). В пределах одной территории возможно совмещение во времени различных этапов.

На региональном этапе выявляются возможные нефтегазоносные зоны, дается оценка их запасов, определяются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ.

Таблица 3

Этапы геологоразведочных работ

39

40