Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Казанский федеральный университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела

.pdf

Скачиваний:

295

Добавлен:

10.02.2015

Размер:

1.17 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 94 5 6 7 8 9 > Следующая >>>

6. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

вытеснение нефти или газа из пласта. НИ Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи нефти или

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией,

которая в процессе ее разработки переходит в кинетическую и расходуется на АГ

газа под воздействием водонапорной системы данной залежи. Под влиянием

энергии этой же системы в период формирования залежи происходит образование и накопление других источников пластовой энергии: упругих сил нефти, воды и породы; газа, сжатого в газовых шапках; газа, р створенного в

резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствамика пласта внутри залежи и вне ее, составом и соотношением жидкости и газа в залежи,

нефти. Кроме того, в пластах действует сила тяжести нефти.

Проявление этих сил обусловливается хара тером подземного

удаленностью ее от области питания пластовых вод и условиями разработки.
			е
Об энергетических ресурсах пласта судят по изменению пластового
		т
давления в зависимости от отбора из него нефти или газа. Обычно, чем больше
и	о

начальное пластовое давление, тем выше его энергетические ресурсы. Однако по начальному пластовому давлению не всегда можно судить о запасах энергии

получить по характеру и темпу изменениялпластового давления в процессе разработки залежи.

в пласте.		б
Наиболее полное представление о запасе пластовой энергии можно
	и

До вскрытия пласта скваж нами жидкости и газ находятся в нем в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим

плотностям. После вскрытия пласта и начала эксплуатации скважин равновесие
	ая
в пласте нарушается: жидкости и газб		начинают перемещаться в пласте к зонам с
пониженным давлением, т. е. к забоям скважин.
Движение жидкости и газа в		пласте происходит	вследствие	разности
н		у забоев скважин.	Другими	словами,
(перепада) пластового д вления

накопленная пластовая э ергия расходуется на перемещение жидкости и газа

по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений,
возникающих при этом перемещении.
о
В зависимости от геологических условий нефтяной или газовой залежи и
условий ее эксплуатациин	пластовая энергия проявляется в виде сочетания тех

	6.1. Режимытр	нефтяных залежей
	к
	В зависимости от вида энергии, обуславливающего движение жидкости и
газа ек эксплуатационным скважинам, различают режимы напорные или
вытеснения (водонапорный и упруговодонапорный, газонапорный) и режимы
л
		31

или иных сил, способствующих движению жидкости и газа, заполняющих пласт.

НИ

истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный) (рис.

6.1.1).

Чаще всего в нефтяных залежах проявляются одновременно различные

виды энергии, в этом случае режим называют смешанным.

При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода

полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности

непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает

медленно, а дебит скважины длительное время остается постоянным.

Эксплуатация залежи

прекращается, когда

наступающая

контурная вода

ка

достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из АГних будет

извлекаться вода.

При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жид ости и породы

со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в

силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего

жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вы есня ься в скважину в зону

наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением

пластового давления

начальный период

эксплуатациит

При постоянном

отборе жидкости падение в дальнейшем замедляется.

При газонапорном режиме (режиме газовой ошапки) нефть вытесняется к

скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном

состоянии в повышенной части пласта.

Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления

на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с

большей скоростью, чем

нефть, част чноб

проталкивает ее, частично увлекает

за собой. Пластовое давление снижается очень быстро.

После полного истощения пластовойи

энергии единственной силой,

заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти.

Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных

зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным (гравитация –

сила тяжести).

Нефтяная залежь редко р ботает на каком либо одном режиме в течение

всего периода эксплуатацииая. По мере изменения условий меняются и режимы

работы пласта.

Для газо ос ых пластов основными источниками энергии являются

напор краевых в д, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося

тр

газа, т.е. режимы вытеснения.

факторов: физических свойств пород и пластовых жидкостей, режима работы

		Рис.6.1.1.		Типы режимов
		нефтяного пласта:
		а) жестководонапорный;
		б) газонапорный;				НИ
		в) растворенного газа;
		г) гравитационный.
				ка	АГ
		т	е	ка
6.2. Нефтеотдача пластов			е

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность
извлекаются не все запасы нефти, а только часть		ох. Отношение извлеченного
из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам называется
коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачии				зависит от многих
б	л

залежи, показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин,

темпа и порядка ввода их в эксплуатац ю, интенсивности отбора жидкостей из


пласта и т. д.),	от степени охвата залежи вытесняющим нефть агентом и пр.
Следовательно,	коэффициенты нефтеотдачии		для месторождений с одним и тем
же режимом могут быть различными.
	ая	ботмечается в условиях вытеснения нефти
Наибольшая нефтеотдача

водой. Это связано обычно с большими запасами энергии краевых вод. Соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Н конец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении

нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие
		н
воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей
	о
способностью, чем газ. н
Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора,
тр

ниже эффективности любого другого источника пластовой энергии. Это объясняется ог аниченным объемом газа, который имеется в пласте, и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Кроме того, газовая фаза не смачивает породу пласта, что способствует увеличению количества остаточной

сравнительно небольшой его газонасыщенности.

нефти.
	Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки.
		к
При расширении газ перемещается к забою скважин и первоначально
происходите			эффективное поршневое вытеснение нефти из пласта при
л

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность

вытеснения нефти газом повышается.
Задача 6.2.1. Определение нефтеотдачи пласта при водонапорном
режиме.	НИ

Параметры нефтяной залежи с водонапорным режимом определены в

результате исследования образцов кернов и геофизическими методамиАГ . При этом установлено, что среднее количество связанной (погребенной) воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны Sв = 12% и Sн = 88%. В ходе эксплуатации залежи средняя водонасыщенность стала увеличиваться. Через 6 лет она была равна Sв =52%, а через 9 лет - 69%.

Требуется определить средний

процент нефт отдачи для указанных

периодов времени.

ка

Решение: Коэффициент нефтеотдачи в зависимостит

от средней

водонасыщенности породы S на данный момент находим по формуле:

Sв − S

(6.2.1)

Kот

, где

100 − S

числитель (Sв − S) - количество воды, поступившейл

в залежь вместо такого же

количества добытой нефти, а знаменатель (100 − S) - начальный запас нефти.

Величины Sв и S выражены в процентах.

Следовательно, нефтеотдача по формулеи

(6.2.1) составит:

через 6 лет

от1 = (52 −12) /(100 −12) =0,455 или 45,5%;

через 9 лет

K от 2 = (69 − 12) /(100 − 12)

= 0,648 или 64,8%.

ая

Задача

6.2.2. Нефтяная

залежь,

эксплуатируемая при

водонапорном

режиме, имеет срав ительно однородный состав пород. Требуется

приближенно

ценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К

концу первого периода добывали 4000 м3/сут нефти и 1000 м3/сут воды. К

концу вто ого пеоиода добыча составила 1000 м3/сут нефти и 4000 м3/сут воды.

Кроме

ого, известны вязкости нефти и воды в пластовых условиях: μн = 7,3

мПа·с и

μв = 1 мПа·с; объемные коэффициенты нефти и воды: bн= 1,1 и bв=1.

Решениетр: При одновременном притоке в скважину нефти и воды

проц нтное содержание воды в добываемой жидкости будет

С = 100

Qв

(6.2.2)

Qн + Qв

							НИ
Процентное содержание воды зависит от величин фазовых
проницаемостей kн и kв, вязкостей μн		и μв и объемных коэффициентов bн и bв
(нефти и воды) и может быть также определено из выражения						(6.2.3)
	Qв					(6.2.3)
С =100					, где	АГ
С =100	1+ М		k	н	, где	АГ
	1+ М		kв
			kв

М - коэффициент, зависящий от физических свойств пластовых жидкостей,

выражается соотношением								ка
		М =	μвbв					ка	(6.2.4)
			μвbв						(6.2.4)
			μ b
			μ b
			н н
При μн = μв	и bн = bв	коэффициент		М =	1.	Ч м больше вязкость и
объемный коэффициент нефти (при неизменном						т	и bв ), тем меньшее
объемный коэффициент нефти (при неизменном						μв	и bв ), тем меньшее
значение имеет коэффициент М.				в ды	в		е
Нефтеотдача	зависит	от содержания		в ды	в	д бываемой жидкости и

коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно

днородного коллектора,

можно определить нефтеотдачу (в %) по граф ку (рос. 6.2.1).

Рис.и

6.2.1.

График

зависимости

нефтеотдачи от содержания воды в

до ываемой жидкости для разных

значений М.

ая

Для условий

формулами (6.2.3) и (6.2.4),

нашей задачи, пользуясь

предварительно

айдемнз ачения С и М.

Для перв го периода

С2

=100тр

1000

= 80% .

С1

= 100

4000

+1000

= 20% ,

М =10−3 ×1/ 7,3×103 ×1,1 =1/8;

для второго периода

4000

1000

+ 4000

В кличина М для второго периода остается прежней, равной 1/8, так как

μн и bн не изменились.

Теперь для

определения нефтеотдачи

по периодам

воспользуемся

графиком (см. рис. 6.2.1), на котором от точки 20% на оси абсцисс проведем

6.3. Гидродинамическое совершенство скважин

вертикаль до пересечения с кривой М = 1/8. От найденной точки проведемНИ горизонталь влево и на оси координат находим нефтеотдачу для первого периода kот.1= 25%. Таким же путем найдем нефтеотдачу для второго периода kот.2 =47 %

Гидродинамически совершенной называют скважину,	имеющую форму
ка		и не
цилиндра с постоянным радиусом и высотой в которую	однофазнаяАГ

сжимаемая жидкость поступает к открытому забою (препятствия на стенках

скважины отсутствуют).		е
Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока жидкости
	т
в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне и на забое

скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за
искривления и сгущения линии токов.					и	о
искривления и сгущения линии токов.
			б	л
		и		л
	б
ая

Рис. 6.3.1. Схема притока в гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

				н
Выделяют гидродинамически несовершенные скважины (рис. 6.3.2):
			о
- по степе и вскрытиян					,	когда скважиной продуктивный пласт вскрыт не
на всю толщину (б и г),
		тр
- по характеру вскрытия, когда связь продуктивного пласта со скважиной
осуществляется не через						открытый	забой, а	через искусственные
(перфорационные) каналы (в и г).
В	к	производственной практике встречаются также скважины
В		производственной практике встречаются также скважины
несовершенные как по степени, так и							по характеру вскрытия.		Различают
е						несовершенные также		по качеству	вскрытия
скважины гидродинамически						несовершенные также		по качеству	вскрытия

пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне уменьшена по отношл нию к природной проницаемости пласта.

Рис. 6.3.2.		НИ
Рис. 6.3.2.
Виды гидродинамического
несовершенства скважин
ка	АГ

Несовершенство забоев влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок

скважины и снижение дебитов в результате отклонения геометрии течения

жидкости от плоскорадиального потока (рис.6.3.1).

Отношение дебита гидродинамически несоверш нной скважины к дебиту

совершенной

при

прочих

равных

условиях

коэффициентом

называют

гидродинамического несовершенства, который всегда меньше единицы.

Коэффициент совершенства скважины м жно

пределить по методу В.И.

Щурова или путём нахождения приведённого радиуса скважины по

результатам исследования её методом восстановлен

я забойного давления.

При методе В.И. Щурова в формулу Дюпюи вводится безразмерная

величина

С,

учитывающая

увеличение фильтрационных

сопротивлений,

которые

дополнительно возникают

несовершенства

вскрытия

вс едствие

пласта.

2πkh

(6.3.1)

Q =

Rк

, где

μ ×çln

rс

+ C ÷

- проницаемость пласта, м2;

ая

, м;

- эффективная мощность пластаб

ΔР - депрессия, Па;

μ - динамическая вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа·с;

Rк

- радиус контура пит ния, м;

rс

- радиус скважи ы по долоту, м;

- коэффициент

есовершенства вскрытия пласта.

– учитывает несовершенство скважины по

Величина С = С1 + С2, где С1

характеру

тр

пласта,

которое

зависит от

диаметра,

длины

и числа

вскрытия

перфорационных отверстий на 1 м фильтра, а С2 – несовершенство скважины

по степени вск ытия, которое зависит от относительной вскрытой мощности
пласта.		к
пласта.
	Для определения С1 необходимо иметь следующие данные.
	1.	Число отверстий на 1 м фильтра
л	е2.	N=N/h, где N- общее число отверстий; h – общая вскрытая мощность
л		пласта, м.
		пласта, м.
		Произведение числа отверстий n на диаметр скважины по долоту D, м.
		37

НИ

Отношение диаметра пуль (отверстий) d/ (в см) к диаметру скважины

D (в см), т.е. α = d// D.

4. Отношение средней эффективной длины пулевых каналов в породе

пласта l / (в см) к диаметру скважины D (в см), т.е. l = l // D.

Величина С1 определяется по графику (рис. 6.3.3), составленному для

значения l = 0,1. Здесь на оси абцисс отложены значения параметра nD, а на оси

ординат – значения С1. График состоит из семейства кривых, построенных для

разных значений α. По параметру α выбирают соответствующую кривую. Для

определения величины С2

необходимо иметь следующие данные.

ка

h в %

1. Отношение вскрытой мощности пласта z к полной его мощностиАГ

(δ = z·100/h).

Отношение полной мощности пласта к диаметру с важины а = h/D.

Рис.

График

для

6.3.3

определения

коэффициента

несовершенства

скважин

по

качествут

вскрытия С1 для l =

0,1.

α:1о– 0,03; 2 – 0,04; 3 – 0,05; 4 –

0,06; 5 – 0,07; 6 – 0,08; 7 – 0,09.

ая

следует на рис. 6.3.4 найти на оси абцисс значение δ,

Для определе ия С2

затем провести вертикаль до пересечения с кривой, соответствующей значению

а. Ордината получе ой точки определяет значений С2.

тр

		Рис.			6.3.4.		График	НИ
		Рис.			6.3.4.		График	для
		определения					коэффициента
		несовершенства					скважин по
		степени вскрытия С2
						ка	АГ
			о	т	е	ка
					е
		и


На значение коэффициента С влияет чис о перфорационных отверстий,
	б
их диаметр, характер размещения отверстий на поверхности обсадных колонн,
и
глубина каналов в породе, глубина вскрытиялпродуктивного пласта.
Определяют коэффициент С по экспериментальным графикам или
кривым восстановления забойного давлен я.
ая				дебит скважины,				имея
Задача 6.3.1. Определить бдействительный				дебит скважины,				имея
следующие данные: проницаемость коллектора k = 0,5·10-12 м2; установившийся

перепад давления в скв жине ΔР = 1 МПа; динамическая вязкость нефти в пластовых условиях μ = 3 мПа·с; общая мощность пласта h = 15 м; перфорированная мощ ость пласта z = 10 м; расстояние до контура питания Rк

= 10 км; радиус ствола скважины по долоту rс = 0,124 м; число прострелов N =
112; средняя дли а пулевых каналов l / = 4 см; диаметр пуль d / = 1,1 см.
					н
	Решение: Определяемн					параметры, необходимые для нахождения
коэффициента несовершенства скважины:
				о
	n = N/h = 122/15 = 7,5;
	nD = 7,5 (0,124·2) = 1,875;
		/ тр
	l = l /D = 4/24,8 = 0,162;
	к	/	/D = 1,1/24,8 = 0,04;
	a = d		/D = 1,1/24,8 = 0,04;
л	е
	δ = z/h = 10·100/15 = 66,6%; a = h/D = 15/0,248 = 60.

						39

Для нахождения C1 из точки nD=1,875 (см. рис. 6.3.3) восставим перпендикуляр до пересечения с кривой 2, соответствующей значению a=0,04 и далее влево от оси ординат находим значение C1=12,9.

Для определения значения C2 воспользуемся графиком (см. рис. 6.3.4), на котором на оси абсцисс берем значение δ=66,6%. Из этой точки восставим

перпендикуляр до кривой a=60, затем на оси ординат справа находим C2=1,6.

Суммарный поправочный коэффициент несовершенства скважины равен

НИ

С=С1+С2=12,9+1,6=14,5.

АГ

Находим по формуле (6.3.1) действительный дебит гидродинамически

несовершенной скважины

ка

2 ×3,14 × 0,5×10−12 ×15×1×106

-3

Q =

10000

ö = 0,61·10

м /с или 5,3 м /сут.

3×10−

3ç

2,3× lg

+14,5÷

0,124

Коэффициент совершенства вскрытия φ

пределяется из отношения

Rк

φ=

2,3lg

(6.3.2)

2,3lg

Rк

+ C

Подставляя численные значения в формулу, имеем

2,3lg

10000

φ=

0,124

= 0,438 .

10000

2,3lg 0,124 +14,5

Для определения приведенного радиуса скважины воспользуемся

графиком (рис.6.3.5). При значении С=14,5 параметр β=23·105.

Следовательно,

ая

м.

rпр = rс/β = 0,124/23·105

= 5,39·10-8

По

приведе ому радиусу коэффициент гидродинамического

совершенства скважины равен

Rк

10000

φ=

0,124

= 0,438 .

10000

5,39 ×10−8

пр

Как видим,трзначения φ по обоим методам оказались одинаковыми.

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 94 5 6 7 8 9 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
11.11.2019279.55 Кб5бюдж учет.doc
#
27.04.2019334.34 Кб5В 5, В10, В11.doc
#
19.11.2019110.9 Кб3В хозяйственной практике могут быть предложены...docx
#
05.12.201888.58 Кб5В чем различие (по Аушре Аугустинавичуте).doc
#
07.05.2019280.06 Кб1В.Е. Холшевников.doc
#
10.02.20151.17 Mб295Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела.pdf
#
10.02.2015775.68 Кб29Вафина А.экзамен Калина.doc
#
30.10.2018144.38 Кб3Вафина_Эльвира.doc
#
10.08.20192.75 Mб4Введение в педагогику.rtf
#
03.05.2019189.93 Кб3введение в профессию.docx
#
17.09.20191.98 Mб46ВВЕДЕНИЕ В ЯЗЫКОЗНАНИЕ (КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ 2012).doc