книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Т рещ и новатость п рисущ а всем н еф тегазо сод ерж ащ и м породам. Н апример, карбонатны е породы характери зую тся гидродинамически связанной системой сообщ аю щ ихся трещ ин. К оллекторам терригенного типа более свойственно наличие изолированны х друг от друга тре­ щин. Все трещ ины в той или иной степени вовлекаю тся в ф ильтрацион­ ный процесс.

На рис. 9.16, в изображ ена изолированная трещ ина, ориентирован­ ная вдоль линий тока, обозначенны х сплош ными линиями. Трещина обладает намного более вы сокой проницаемостью , чем поровое про­ странство пласта. И золированная трещ ина явл яется линией постоян­ ного давления, поэтому на нее зам ы каю тся линии тока фильтрующ ей нефти. В силу равенства входящ его и вы ходящ его из трещ ины расхода неф ти сущ ествую т точки контакта этих встречны х потоков. Ф ильт­ рационны й поток им еет такую конф игурацию , при которой контакт входящ его и вы ходящ его из трещ ины потоков н еф ти осущ ествляется ч ерез нулевое значение скорости и, соответственно, чер ез нулевой гра­ ди ен т порового давления. Иными словами, наличие зоны м алы х гради­ ентов давления (i < г'и) объясняется взаимны м торм ож ением входящего в трещ ину и выходящ его из нее потоков нефти.

Подобную застойную или слабодренируемую зону можно исключить, используя одну из стим улирую щ их технологий: изм енить направление ф ильтрационного потока на 90". Застойны е зоны часто возникаю т при вы теснении неф ти водой. Д ля характери стики охвата пласта заводне­

где d — диам етр пор, характерны й линейны й разм ер, например, рас­ стояние м еж ду соседними скваж инами. Видим, что коэф ф ициент охва­ та пласта увеличивается с уменьш ением предельного напряж ения сдви­ га неф ти и с увеличением вязкости вы тесняю щ ей жидкости.

Много лет в технологии нефтедобы чи используется завод­ нение энергетически истощ енных пластов (вторичный метод добычи) как один из наиболее эф ф ективны х методов увеличения нефтеотдачи. При благоприятны х ф изико-геологических условиях этот метод позво­ ляет обеспечить коэф ф ициент неф теотдачи 0,7. Однако, при заводне­ нии м есторож дений с трудн ои звлекаем ы м и запасам и (вы сокая вяз­

кость, м алая проницаемость, неоднородность пластов) коэф ф ициенты нефтеотдачи ум еньш аю тся до 0,3 д аж е при увеличении кратности про­ мывки до 5— 7. П ри вязкости н еф ти более 25 мПа • с Заводнение пластов становится м алоэф ф ективны м .

Баланс остаточных запасов неф ти на месторождениях, находящ ихся в завершающей стадии разработки, превы ш ает 50 %, Эти запасы неф ти не могут быть извлечены традиционными методами, Поэтому неф тяники все более широко внедряю т новые методы повышении неф теотдачи п ла­ стов: гидродинамические; ф изико-хим ические; газовы е и тепловые. И з названных кратко рассмотрим те методы, которые позволяю т увели ­ чить неф теотдачу за счет воздействия на реологические свойства п ла­ стовой нефти.

М етод перемены направления ф и л ь тр ац и о н н ы х п о то к о в заклю ­ чается в том, что закачка воды переносится из одних скваж ин на д ру ­ гие. При обычном заводнении пластов образую тся целики неф ти, обой­ денные ф ильтрую щ ей водой. С табильная гидродинамическая обстанов­ ка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застойны х зонах. При переносе ф ронта нагнетания в пласте создаю тся другие по вели ­ чине и направлению градиенты давления, в резул ьтате нагнетаем ая вода внедряется в застойны е малопроницаемы е зоны, разр уш ает про­ странственную структуру неф ти, придавая неф ти Подвижность, и вы ­ тесняет неф ть в зоны интенсивного движ ения воды.

Полимерное заводнение п л а ст о в обеспечивает вы равнивание в я з ­ кости (подвижности) пластовой неф ти и вы тесняю щ его агента. Этот прием увеличивает охват пласта гидродинамическим воздействием. Для этого в воде растворяется вы сокомолекулярны й реагент — полиакриломид, который д аж е при м алы х концентрациях (0,Q 1— 0,1 %) повы ш а­ ет вязкость воды до 4 мПа • с. Этот прием исключает' условия проры ва воды, обусловленные разли чи ем вязкостей чистой воды и нефти. Кро­ ме того, полимерные растворы , обладая повышенной вязкостью , лучш е вытесняют не только неф ть, но и связанную пластовую воду из порис­ той среды.

Щелочное заводнение н е ф т я н ы х п л асто в основано на взаим одей ­ ствии щ елочей (до 0,4 % едкого натра, жидкого стекла и др.) с органи­ ческими кислотами в составе нефти. В результате образую тся поверх­ ностно-активные вещ ества, сниж аю щ ие м еж ф азное натяж ение на гра­ нице раздела ф аз неф ть-раствор. И з-за низкого меж фазного натяж ения образуются м елкодисперсны е эмульсии типа «нефть в воде», обладаю ­ щие высокими неф тевы тесняю щ им и свойствами. Кроме того, наличие щелочи в пластовой воде улучш ает проницаемость пласта д л я актив-

ной неф ти при насыщ енности водой более 70% , когда обычная нефть становится неподвижной.

Заводнение с углеки слотой основано на том. что диоксид углерода, растворяясь в неф ти, увеличивает ее объем И ум еньш ает вязкость, а р астворяясь в воде, повы ш ает ее вязкость. Тзшмл образом, растворе­ ние СО., в неф ти и воде приводит к вы равниванию подвиж ности нефти

иводы.

Двуокись углерода в воде способствует разм ы ву пленочной нефти,

покры ваю щ ей зерна породы. Вследствие этого капли неф ти при малом м еж ф азном натяж ении свободно перем ещ аю тся в поровых каналах и

фазовая проницаемость неф ти увеличивается-

Увеличение объема неф ти в 1,7 раза при растворении в ней СО, вно­

сит больш ой вклад в повы ш ение неф теотдачи пластов, содержащ их м аловязкую неф ть. П ри вы теснении вы сокорязкой неф ти основным ф актором, увеличиваю щ им коэф ф ициент вы теснения, явл яется умень­ ш ение вязкости неф ти при растворении в ней СО,.

Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение ка­ пиллярны х сил в заводненны х пластах и вы теснение остаточной нефти.

Метод основан на последовательной закачке мицеллярного и полимер­ ного растворов, продвигаемы х по пласту водой-

Мицеллярны е растворы — это коллоидные системы, компонентами которых являю тся углеводородная ж идкость и зода, стабилизированные масло- и водорастворимыми ПАВ. В качестве углеводородной жидкости

(до 70 %) прим еняю т сж и ж ен н ы й газ, керосий, сы рую легкую нефть В качестве ПАВ (до 10 %) применяю т сульфонаты, ф енолы и др. Закачка полимерного раствора вслед за оторочкой мицеллярной композиции пре­ дохраняет оторочку от разруш ения проталкиваю щ ей водой.

Этот метод позволяет практически полностью вы теснить из порис­ той среды неф ть благодаря низкому межфазгЮ му натяж ению на гра­ нице н еф ть— раствор. О бладая повышенной и регулируемой вязкостью, эти системы увеличиваю т охват пластов за счет сближ ения подвижно­ стей неф ти и вы тесняю щ его ее флю ида.

В ы тесн ен и е н е ф т и паром и горячей водой использую т в пластах с низкой тем пературой и с высокой вязкостью нефти. П ар нагнетают че­ р ез паронагнетательны е скваж ины , располож енны е внутри контура нефтеносности. Вокруг нагнетательной скваж ины образуется зона с тем пературой до 400 С, в которой происходит экстракция из неф ти лег­ ких ф ракций и перенос их по пласту.

У величение неф теотдачи достигается за счет сниж ения вязкости неф ти, за счет расш ирения неф ти, перегонки с паром и экстрагиро-

вания растворителем . П ри высокой вязкости неф ти (800-— 1000 мПа • с) охват пласта вы теснением паром ниж е, чем при заводнении.

Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении м есторож дений, н еф ть которы х вы сокоп араф и н истая и пластовая тем пература близка к тем пературе начала кристаллизации парафинов. В процессе нагнетания в пласт с м аловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и тем п ературе 300 *С неф ть растворяется в воде и практически полностью вы тесняется из пористой среды .

Вибросейсмическое воздействие на призабойную зону добываю щ их скважин увеличивает неф теотдачу истощ енных пластов. П рохож дение сейсмических волн через насыщ аю щ ую пласт ж идкость при достаточ­ ной их амплитуде м ож ет многократно увеличивать скорость ф и л ьтр а ­ ции. Большинство флю идов в м алопроницаемы х коллекторах облада­ ют пластическими свойствами. Главный эф ф ект воздействия упругих колебаний на пласт заклю чается в разруш ении структуры вязкоплас­ тичных и вязкоупругих ж идкостей, заполняю щ их поровое простран ­ ство продуктивного пласта. В резул ьтате пластовы е ф лю иды перехо­ дят в другой реологический класс — класс ньютоновских жидкостей. При одновременном использовании нескольких поверхностных и сква­ жинных источников вибрации можно охваты вать воздействием весь объем пласта: от призабойны х зон до наиболее удаленны х зон.

Микробиологическое воздействие на пласт для увеличения н еф те ­ отдачи привлекательно с точки зрен ия простоты реализации и безопас­ ности для окруж аю щ ей среды . В п ластовы х услови ях сущ ествую т аэробные и анаэробные микроорганизмы, которые использую т остаточ­ ную нефть в качестве органического субстрата. П ри этом они продуци­ руют ряд вещ еств, увеличиваю щ их неф теотдачу: углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты, биополимеры и др.

Некоторые аэробные микроорганизмы способны окислять н еф ть и превращать сложные углеводороды в более простые, обладаю щ ие мень­ шей вязкостью. А наэробные м етанобразую щ ие бактерии увеличиваю т запасы свободного или растворенного в неф ти газа, отчего сниж ается вязкость и плотность флю идов. Технология микробиологического воз­ действия должна быть ориентирована на активизацию тех м икроорга­ низмов и в тех зонах пласта, которы е могут дать наибольш ий эф ф ект.

бот, который осущ ествляю т с момента вскры тия буровым долотом кров­ ли продуктивного пласта до вывода скваж ины на технологический ре­ ж им работы. Этот комплекс вклю чает в себя первичное вскрытие про­ дуктивного пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя скваж ины , вторичное вскры тие пласта (пер­ форацию ) и освоение скважины .

При проведении этих работ долж ны быть созданы максимально бла­ гоприятные условия для притока неф ти и газа в скваж ину. Чем боль­ ш ие значения текущ их дебитов отдельны х скваж ин будут обеспечены, тем бы стрее будет разработано м есторож дение, тем меньш е понадобит­ ся скваж ин для достиж ения заданного срока разработки.

В аж нейш им элементом скваж ины является забой — часть скважи­ ны, вскры ваю щ ая продуктивны й пласт. Забой долж ен обеспечить ме­ ханическую прочность призабойной зоны и м аксим альны й коэффици­

где Q — дебит гидродинамически соверш енной скваж ины с открытым забоем (9.16), которая вскры вает продуктивны й пласт на всю его мощ­ ность h (см. рис. 7.25, a); QMt. — дебит гидродинамически несовершенной скваж ины , забой которой вскры вает пласт не на всю мощность или об­ саж ен и перфорирован.

В прискваж инной зоне гидродинамически несоверш енны х скважин изм еняется геометрия течения добываемы х флю идов, и возникают до­ полнительны е ф ильтрационны е сопротивления. Любое гидродинами­ ческое несоверш енство скваж ины приводит к снижению дебита. Учет несоверш енства скваж и н ы м ож ет бы ть вы полнен с использованием

понятия приведенного радиуса скваж ины R . П риведенны й радиус — это радиус такой соверш енной скважины» дебит которой равен дебиту

быть определена по результатам исследования скваж ины в нестацио­ нарном режиме.

Далеко не во всех скваж инах можно добывать неф ть или газ при максимальной депрессии на пласт. П ри максимальной депрессии воз­ можно разруш ение слагаю щ ей пласт горной породы, возможно смятие обсадной колонны внеш ним давлением; при этом нерационально рас­ ходуется пластовая энергия и з-за бурного вы деления из неф ти раство­ ренного газа. По указанны м причинам приходится ограничивать отбор флюидов из пласта. Д ля каж дой скваж ины сущ ествует некоторый оп­ тимальный дебит.

Конструкция скваж ины долж на удовлетворять следую щ им общим требованиям:

• надежно разобщ ать и герм етизировать пройденные породы;

•обеспечивать длительную безаварийную добычу;

•обеспечивать возмож ность аварийного глуш ения скваж ины ;

•создавать минимум гидравлических сопротивлений;

•допускать проведение всех видов исследований.

Оборудованием скваж ины назы ваю т те части ее конструкции, кото­ рые обеспечивают отбор продукции (или закачку) в необходимом р е ­ жиме и проведение всех технологических операций в процессе эксплу­ атации. Обычно различаю т наземное (устьевое) и подземное (скваж ин ­ ное) оборудование.

Устьевое оборудование ф онтанны х скваж ин состоит и з следую щ их элементов:

•колонная головка д л я обвязки устья скваж ины с целью герм етиза­ ции м еж трубны х пространств и установки фонтанной арматуры .

Колонные головки вы пускаю тся на давл ен и е до д есятков МПа. В процессе бурения на них монтирую тся превенторы . П еред эксп ­ луатацией скваж ины превенторы демонтирую т и на головках ус­ танавливаю т ф онтанную арм атуру;

• ф о н та н н а я а р м а т у р а предназначена д л я подвески колонн на­ сосно-компрессорных труб (НКТ) и герм етизации их затрубного пространства; проведения разли чн ы х технологических операций при вы зове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и р е ­ монте; для направлен и я продукции скваж ины на зам ерную уста ­ новку;

•манифольды предназначены для обвязки выкидов фонтанных сква­ ж ин со сборными коллекторам и, транспортирую щ ими продукцию скваж ин на пункт сбора и подготовки. М анифольды предусматри­ ваю т установку на них ш туцеров, вентилей для отбора проб про­ дукции скваж ин, запорны х устройств и предохранительны х кла­

панов.

П ри всех способах эксплуатации скваж ин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по насосно-ком прессорны м т р у б а м (НКТ). Колонны НКТ спускаю т в скваж ину перед началом ее эксплуатации. Трубы могут изготавливаться из сталей различны х групп прочности, а такж е из алюминиевого сплава Д16Т. В последние годы получили при­ менение непреры вны е гибкие трубы длиной до 5000 м, сматываемые в бухту.

При эксплуатации скважин в основном применяют трубы с условным диаметром 60 и 89 мм. П редельная глубина их спуска в фонтанную скважи­ ну в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780—4250 м. а допускаемый минимальный зазор меж ду внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ — 12— 15 мм.

В нефтедобы ваю щ ей промыш ленности наиболее распространенны­ ми (более 90% эксплуатационного фонда) являю тся скваж ины с перфо­ рированны м забоем (см. рис. 7.25, г, д). Основные м е т о д ы перфорации скваж ин можно разделить на следую щ ие:

• взры вны е — пулевая, торпедная и кум улятивная перфорация;

•гидродинамический, использую щ ий абразивное действие высоко­ скоростной (до 100 м /с) ж идкостно-песчаной струи и позволяющий получать перф орационны е каналы больш ой глубины (до 1,5 м).

После проводки скважины, вскры тия пласта и перфорации обсадной колонны скваж ина остается заполненной буровым раствором, а приза­ бойная зона оказы вается загрязненной продуктами бурения, в резуль­ тате образуется зона пласта с пониженной проницаемостью. Для восста­ новления естественной проницаемости коллектора на всем протяжении призабойной зоны пласта осущ ествляется комплекс операций по вызо­ ву притока ф лю идов в скваж ину. Этот комплекс операций называется освоением скваж ины . Все операции по освоению скваж ины сводятся к созданию на ее забое депрессии, то есть давления ниж е пластового. Ос­ новные методы вызова п р и т о к а :

•облегчение столба ж идкости в скваж ине по схем е «буровой ра­ створ— вода— неф ть— конденсат»;

•пониж ение уровня ж идкости в скваж ине свабированием (поршневанием) или другим способом.

10.2.ЭКСПЛУАТАЦИЯ Н ЕФ ТЕДО БЫ ВА Ю Щ И Х СК ВА Ж И Н

ставляет подъем ж идкости и газа от забоя скваж ины на поверхность. Этот процесс м ож ет происходить как за счет природной энергии, кото­ рой обладают ф лю иды , так и за счет энергии, подаваемой в скваж ину с поверхности.

Способы э к с п л у а т а ц и и скваж ин п одразделяю тся на следую щ ие группы;

• фонтанный способ, когда неф ть поднимается самостоятельно;

• газлифтны й способ, когда неф ть поднимается с помощью энергия сжатого газа, подаваемого в скваж ину;

• насосный способ.

Выбор способа эксплуатации скваж ин зависит от величины пласто­ вого давления и глубины залегания пласта.

При всех способах эксплуатации скваж ин подъем ж идкости и газа на поверхность происходит по специальны м насосно-компрессорным трубам (НКТ) малого диам етра, спускаем ы м в скваж ину перед началом их эксплуатации. В зависим ости от способа эксплуатации их такж е на­ зывают фонтанными, подъем ны м и или лифтовыми.

Внешний диам етр этих труб м ож ет и зм еняться от 33 до 114 мм, тол ­ щина стенок от 4 до 7 мм. П редел текучести сталей для НКТ изм еняет­ ся от 380 до 750 МПа. П ри больш их глубинах применяю т ступенчаты е колонны труб разн ы х диаметров.

Движение ж идкости или газа из пласта в скваж ину возможно, когда пластовое давление больш е давлен ия ж идкости на забое. П одъем ж и д ­ кости по стволу скваж ины на поверхность возмож ен при условии

(10.2)

где Р.{Г) — давление ж идкости на забое; Р уст — давление на устье; рж — плотность ж идкости; Lик — глубина скважины .

Как видно из этой ф орм улы , чтобы поднять на поверхность дегази ­ рованную ж идкость, необходимо создать на забое высокое давление. Например, дегазированная скваж ина глубиной 2000 м при плотности нефти 850 к г/м :: и атм осф ерном давлении на устье будет ф онтаниро­ вать при давлении на забое больш е 17,1 МПа. Если при тех ж е условиях давление на забое составляет 10 МПа, то неф ть поднимется по стволу примерно на 1200 м, то есть уровень неф ти не дойдет до поверхности на

W«YÎ)м. î> т з’ло» сл у ч ал ,••ïTcÆ/b’iтод атп ъ теф ч ъ z талотщъто т а г т , ттр/л- дется опустить на глубину около 900 м.

П ри вы делении на забое природного газа из неф ти или подаче газа в НКТ (рис. Ю.1) образуется газож идкостная смесь, плотность рсм кото­ рой ниж е плотности исходной жидкости. Уровень ж идкости в НКТ ус­ танавливается в зависимости от плотности смеси, которая зависит от

Рис. 10/1 Условная схема газожидкостного подъемника:

1 — подача газа; 2— газожидкостная смесь в трубе; 3 —жидкость взатрубном пространстве; 4 — подъемная труба (или НКТ); 5 — эксплуата­ ционная колонна

Чем н ^ж е плотность смеси, то есть чем больше газосодержание, тем больш е величина подъема Ь ы П одъем скваж инной ж идкости на повер­ хность происходит при LCM> LCK.

П лотность смеси рассчиты вается по ф орм уле

где Гф — массовый газовый ф актор, кг/кг; рт -— плотность газа.

П ри эксплуатации и проектировании добываю щ их скваж ин возни­ кает целы й ряд практических задач, связанны х с движ ением газожид­ костны х смесей в вертикальны х трубах. Среди них — определение вли­