УП Мусин 2
.pdf
|
|
|
|
|
|
|
πkоТ |
ì |
[ |
|
( |
−Ро |
)]4 |
|
[ |
|
( |
|
|
)]4 ü |
(2. 16) |
|
НИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
hí |
1+βТ |
Рк |
|
|
−1+β |
Т |
Рс −Ро |
ý . |
|
||||||||
|
|
|
|
qн |
|
= |
î |
|
|
|
|
|
ln rк |
|
|
|
|
þ |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
2βТ μн |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.3. Разработка месторождений с неньютоновской нефтью |
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Если фильтрация нефти не подчиняется линейному закону Дарси, то |
||||||||||||||||||||||
|
такие нефти называются неньютоновскими. |
|
|
|
|
|
|
АГ |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Неньютоновская нефть начинает фильтроваться только тогда, когда |
||||||||||||||||||||||
|
градиент давления становится больше некоторого значения, н зываемого |
|||||||||||||||||||||||
|
начальным градиентом сдвига. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис.2.3.Зависимость расхода нью оновской и |
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
неньютоновской жидкости от градиен а давления |
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
о |
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
ньютоновская |
|
||||
|
|
q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
неньютоновска |
|
||||||
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
2 |
|
|
4 |
|
|
6 |
8 |
|
|
10 |
|
1 2 |
|
|
14 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
градиент давления |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
К ним относятся многие высоковязкие нефти, природные битумы. |
||||||||||||||||||||||
|
|
На рис.2.3. показа ы характер изменения расхода жидкости при из- |
||||||||||||||||||||||
|
менении приложе |
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
ого градиента давления. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
Девонская |
|
ефтьн |
Ромашкинского |
месторождения при |
пластовой |
|||||||||||||||||
|
температуре является ньютоновской. Однако, если температура в пласте |
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
снижается и стан вится меньше температуры кристаллизации парафина, |
|||||||||||||||||||||||
|
то она п иоб етаето |
неньютоновские свойства. |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
При |
аз аботке залежей неньютоновской нефти методом заводнения |
|||||||||||||||||||||
|
в тех облас ях пласта, где градиенты давления меньше, чем начальный |
|||||||||||||||||||||||
|
градиент сдвига, нефть не будет двигаться и в этих областях образуются |
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
застойные зоны. Поэтому коэффициент охвата заводнением по сравнению |
|||||||||||||||||||||||
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с зал жью ньютоновской нефти уменьшается, следовательно, уменьшает- |
|||||||||||||||||||||||
|
ся коэффициенте |
нефтеизвлечения. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Э |
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
31 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
ется при малых скоростях вытеснения. Если в качестве вытесняющегоНИ агента применяются загустители с градиентом сдвига, превышающим градиент сдвига нефти, существует оптимальная скорость, при которой конечная нефтеотдача максимальна.
Исследованиями, приведенными в работе /27/, установлено сущест-
венное влияние скорости закачки воды на текущую и конечную нефтеот-
дачу залежи неньютоновской нефти Уменьшение нефтеотдачи наблюда-
|
|
|
|
АГ |
Глава 3 |
|
|
|
|
РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ (НГЗ) |
|
|||
|
|
|
ка |
|
И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ (НГКЗ) ЗАЛЕЖЕЙ |
||||
|
т |
е |
|
|
3.1. Общие сведения |
|
|
|
родных газов. Они, также как нефть, относятся к полезным ископаемым.
Природные горючие газы состоят пре мущественно из углеводо- |
|
и |
о |
В нефтяных пластах горючие газы могут находиться в растворенном |
||||
|
|
|
б |
|
в нефти виде, который называют попутным нефтяным газом, или в ви- |
||||
|
|
и |
|
и чисто газовые пласты |
де газовой шапки. В природе нередко встречаютсял |
||||
и месторождения. |
б |
|
|
|
В состав природных газов, кроме углеводородов метанового ряда общей формулы CnH2n+2, входят также углекислый газ, сероводород, азот и редкие газы.
Из углеводородных газов преобладающим компонентом является метан (CH4). Другие компоненты, такие как этан(C2H6), пропан (C3H8),
бутан (n-C4H10), изобут н (изоC4H10), пентан (C5H12) и другие, находят- |
|||||
ся в сравнительно меньшем количестве. |
|||||
Величина объема растворенногоая |
в нефти газа составляет 30-300м3/т |
||||
нефти. |
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
Состав попут ых нефтяных газов отличается от состава природных |
|||||
|
|
н |
|
|
|
газов меньшим с держанием метана, повышенным содержанием этана, |
|||||
|
тр |
|
|
|
|
пропана, бутан в, пентанов и более тяжелых предельных углеводородов. |
|||||
В п омышленномо |
масштабе углеводородные газы добываются вме- |
сте с неф ью или же в качестве основного продукта из чисто газовых |
|
|
к |
скважин. Нефтяной газ содержит в большем или меньшем количестве бен- |
|
|
е |
зиновые углеводороды, которые после их извлечения и стабилизации да- |
|
ют газовый бензин. |
|
л |
Газы нефтяные попутные после отделения их от нефти поступают |
|
на ГПЗ. На ГПЗ они после осушки, отделения газового конденсата, очистки от H2S и CO2, перерабатываются на следующие фракции:
32
|
|
- смесь метана и этана (отбензиненный газ); |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
- этан; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- смесь углеводородов C3 и выше (нестабильный газовый бензин); |
||||||||||||||||||||||
|
|
- смесь пропана с бутанами (сжиженный газ); |
|
|
|
АГ |
||||||||||||||||||
|
|
- смесь углеводородов C5+ (стабильный газовый бензин). |
||||||||||||||||||||||
|
|
Газы природные горючие |
из чисто газовых месторождений состоятНИ |
|||||||||||||||||||||
|
до 99% из метана и этана. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
Природные горючие газы при содержании в них углеводородов C3 и |
||||||||||||||||||||||
|
более тяжелых: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
|||
|
|
- менее 150 г/м3 |
|
относят к сухим или тощим газ м; |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
- в пределах 150-300 г/м3 – к газам средней жирности; |
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
- более 300 г/м3. - к жирным газам.– |
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
Газовые конденсаты представляют собой жидкие смеси высоко- |
||||||||||||||||||||||
|
кипящих углеводородов, выделяемые из природных газов при их добыче |
|||||||||||||||||||||||
|
на газоконденсатных месторождениях. |
|
и |
о |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
В пласте этан всегда находится в газ |
|
м состоянии. Осталь- |
||||||||||||||||||||
|
|
|
бразнт |
|||||||||||||||||||||
|
ные газы в начальных пластовых условиях также находятся в газообраз- |
|||||||||||||||||||||||
|
ном состоянии. При разработке месторожден я давление в пласте снижа- |
|||||||||||||||||||||||
|
ется до 4-6 МПа, и из газа выделяется жидкий нестабильный конденсат, |
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
содержащий в отличие от стабильного наряду с углеводородами С5 и вы- |
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
Содержание жидких |
||||||
|
ше растворенные газы метан-бутановойлфракции. |
|||||||||||||||||||||||
|
компонентов в 1 м3 газа колеблется от 10 до 700 см3. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В таблицах 3.1 и 3. 2 привод тся средний состав газов из чисто газо- |
||||||||||||||||||||||
|
вых и НГМ, а в таблицах 3.3 3.4 – состав газовых конденсатов и отдель- |
|||||||||||||||||||||||
|
ные свойства природных газов. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.1 |
||
|
|
|
Средний сост в г за из чисто-нефтяных месторождений, % объемн |
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
Месторождение |
|
|
|
CH4 |
|
|
C2H6 |
|
C3H8 |
|
C4H10 |
C5H12 и |
CO2 |
|
N2 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
выше |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
н |
76,8 |
|
|
4,4 |
|
1,7 |
|
|
0,8 |
0,6 |
|
0,2 |
|
|
1.0 |
|
|
|
|
Бугурусланское |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
Тульское (Красн дар- |
|
97,8 |
|
|
0,4 |
|
- |
|
|
0,3 |
- |
|
0,2 |
|
|
1.3 |
|
|||||
|
|
|
тр |
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ский край) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Оренбу гское |
|
|
|
|
85,2 |
|
|
5,0 |
|
1,7 |
|
|
0,8 |
1,9 |
|
0,3 |
|
|
4.8 |
|
||
|
|
Газлинское |
(с едняя |
|
|
94,6 |
|
|
2,06 |
|
0,27 |
|
|
0,2 |
0,21 |
3,6 |
|
|
1.11 |
|
||||
|
|
Азия) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к |
|
|
(запад- |
|
85,3-97,88 |
|
|
0,82- |
|
5,31 |
|
|
2,05 |
0,18 |
0,21- |
|
1.09 |
|
||||
|
|
Уренгойское |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5,81 |
|
|
|
|
|
|
|
0,44 |
|
|
|
|
|
|
ная Сибирь) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
л |
Ромаш инское |
|
|
|
43,3 |
|
|
20,4 |
|
16,2 |
|
|
6,4 |
2,0 |
|
0,3 |
|
|
11,3 |
|
|||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
33 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.2 |
|||||
|
|
|
|
Средний состав газа из нефтегазовых месторождений (% объем) |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Месторождение |
|
|
CH4 |
C2H6 |
|
|
C3H8 |
C4H10 |
|
C5H12 и |
|
CO2 |
|
N2 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
выше |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
Самотлорское |
|
|
82,9 |
4,2 |
|
|
6,5 |
|
|
3,6 |
|
|
|
1,4 |
|
|
|
|
0,3 |
|
1,1 |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Усинское (Коми) |
|
66,9 |
15,5 |
|
|
9,7 |
|
|
3,0 |
|
|
|
1,2 |
|
|
|
|
0,5 |
|
3,6 |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Гелекен (Туркмения) |
|
90,0 |
3,0 |
|
|
2 |
|
|
1,2 |
|
|
|
0,8 |
|
|
|
|
0,5 |
|
2,5 |
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Макат (Казахстан) |
|
93,2 |
2,2 |
|
|
0,2 |
|
|
|
|
|
следы |
|
ка |
|
АГ3,8 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,4 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
е |
|
|
|
|
|
Таблица 3.3 |
|||||
|
|
|
Состав газовых конденсатов |
некоторых месторожд |
ний (% |
по массе) |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
Месторождение |
|
|
|
|
|
|
CH4 |
|
|
C2H6 |
C3H8 |
|
|
о |
|
|
|
C5H12 |
|
C6H14 |
|
Выход ста- |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C4H10 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(n- |
и |
|
|
|
|
|
|
|
бильного |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
зо-) |
|
|
|
|
|
|
|
|
компонента, |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г/см |
3 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Бухтыльское (Коми, |
стабиль- |
- |
|
|
0,02 |
|
1,26 |
|
2,7 |
|
|
|
|
0,95 |
|
|
94,64 |
|
352,7 |
|
|
||||||||||||||||||
ный газоконденсат) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Оренбургское |
|
|
|
|
|
6,99 |
|
|
4,96 |
|
7,67 |
|
9,30 |
|
|
13,2 |
|
|
53,18 |
|
76,3 |
|
|
|
|||||||||||||||
Жетыбай (Казахстан, стабиль- |
- |
|
|
|
и |
|
0,03 |
|
0,17 |
|
|
2,34 |
|
|
97,43 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
0,03 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
ный газо-конденсат) |
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Наипское (Туркмения, неста- 5,62 |
|
|
1,61 |
|
0,99 |
|
0,38 |
|
|
90,68 |
|
- |
|
|
24,0 |
|
|
|
|||||||||||||||||||||
бильный газо-конденсат) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Газлинское |
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17,0 |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.4 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
Некоторые свойства природных газов |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
эт н |
|
|
пропан |
|
норм- |
|
|
изо- |
|
|
норм- |
|
изо- |
|
|
гексан |
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
мет н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бутан |
|
|
бутан |
пентан |
пентан |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
Молекулярный |
|
16,042 |
|
|
30,069 |
|
44,095 |
|
58,121 |
|
58,121 |
|
72,147 |
|
72,147 |
|
86,173 |
|
||||||||||||||||||||
|
вес(моль),г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Крит. ТоС |
|
|
-82,5 |
|
|
32,28 |
|
96,78 |
|
|
152 |
|
|
134,9 |
|
197,2 |
|
|
187,78 |
|
234,78 |
|
||||||||||||||||
|
Крит. давл, МПа |
|
4,732 |
|
|
4,978 |
|
4,338 |
|
|
3,675 |
|
|
3,534 |
|
3,41 |
|
|
3,389 |
|
3,052 |
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Теплотворная спо- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
собность,кдж/кг |
о |
55,64 |
|
|
51,99 |
|
50,46 |
|
49,64 |
|
49,53 |
|
49,13 |
48,99 |
|
|
48,78 |
|
||||||||||||||||||||
|
Потребнос ь воз- |
|
17,2 |
|
|
|
16,02 |
|
15,65 |
|
|
15,43 |
|
|
15,43 |
|
15,3 |
|
|
15,3 |
|
|
15,21 |
|
|||||||||||||||
|
духа для горения, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
кг/ г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ео |
|
|
9,53 |
|
|
|
16,67 |
|
23,82 |
|
|
30,97 |
|
|
30,97 |
|
38,11 |
|
|
38,11 |
|
45,26 |
|
||||||||||||||
|
Потребность воз- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
духа для горения, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
л |
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м3/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Температура кипе- |
-161,5 |
|
|
-88,6 |
|
-42,6 |
|
|
-0,5 |
|
|
-10,2 |
|
36,1 |
|
|
28 |
|
|
|
69,73 |
|
||||||||||||||||
|
ния , |
С при р=0,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
34 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
3.2. Классификация залежей углеводородов НИ
Нефтегазовые залежи – это нефтяные залежи с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них ниже давления насыщения, поэтому только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку. Эти месторождения включают нефтяную часть в виде оторочки, газовую шапку и очень
часто подошвенную воду или краевую воду. |
|
|
Нефтегазоконденсатные залежи - |
это нефтегазовые залежи, в |
|
|
|
АГ |
газовой части которого содержатся значительное количество жирного газа |
||
Жирный газ представляет собой, в основном, |
смесь углеводородов С3-С8 ( |
|
пентан, гексан, бутан, пропан и др.), а также более тяжелых. |
|
|
|
ка |
|
Согласно определению, данному в учебнике Ю.П. Желтова, если со-
держание конденсата в газовой части составляет не бол 150-200 г/м3, за- |
|||
лежь относят к нефтегазовой, если более 200 |
о |
|
|
г/м3,ео залежь считается |
|||
нефтегазоконденсатной. |
и |
|
т |
Если в целом газовая фаза составляет 80 % порового объема пласта |
и более, а остальное – нефть, то месторожден е считают газовым месторождением или газоконденсатным месторождением.
зовой шапкой, которая в практике проектированияб обычно именуется подгазовой зоной. В зависимости от ш р ны эта зона подразделяется на три
Во многих случаях в нефтегазовых за ежах значительная часть запа- |
|
сов нефти сосредоточена в зоне, расположеннойл |
непосредственно под га- |
типа: узкий, широкий и обширный. Если ширина позволяет разместить |
|||
|
|
|
и |
только один ряд добывающих скважин – это узкий тип. Подгазовые зоны, |
|||
|
|
б |
|
на которых можно разместить два ряда добывающих скважин, относят к |
|||
широким, а более двух р дов - обширным. |
|||
Впервые нефтег зовые залежи начали разрабатываться в США. |
|||
|
|
н |
|
В настоящее время в странах бывшего СССР открыто более 200 ме- |
|||
сторождений, на которыхаявыявлено более 400 нефтегазовых залежей. Ос- |
|||
новные запасы |
о |
ефти разрабатываемых нефтегазовых залежей сосредото- |
|
чены в пределах Тюме ской области. |
|||
В 1960-1970-не годы в Западной Сибири открыты крупнейшие нефте- |
|||
тр |
|
на Самотлорском, Варьегонском, Лянторском, Федоров- |
|
газовые залежи |
|
ском, Быстринском, Яунлорском, Вынгапурвском, Тарасовском и др ме- |
|
сторождениях. |
|
|
к |
е |
Одним из сложных типов нефтегазовых залежей с точки зрения вы- |
работ и запасов нефти являются залежи с узкими нефтяными оторочками (ширина нефтяной части 500-700 м). На этих оторочках разместить регулярнуюл систему скважин не удается.
35
|
|
|
|
|
3.3. Классификация нефтегазовых залежей |
|
||||||||||||
|
|
Эти месторождения состоят из нефтяной оторочки, газовой шапки и |
||||||||||||||||
|
подошвенных или краевых вод. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
По существующей классификации нефтяные оторочки делятся на |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
|
два типа. Первый тип – краевые оторочки, имеющие в подошвенной части |
|||||||||||||||||
|
водоносный пласт; второй тип - подошвенные, которые не имеют подош- |
|||||||||||||||||
|
венные воды/8/. Первый тип в свою очередь делится на два подтипа: |
|
||||||||||||||||
|
|
∙ |
|
краевая оторочка с чисто нефтяной зоной (рис.3.1 (1)),АГзалежи |
||||||||||||||
|
такого типа имеют чистогазовую зону (чгз), газонефтяную зону (гнз), чис- |
|||||||||||||||||
|
тонефтяную зону (чнз) и водонефтяную зону (внз). |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
∙ |
|
краевая оторочка без чисто нефтяной зоной (рис.3.1.б.1), где |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
можно выделить чисто газовую зону (чгз), газон фтяную зону (гнз) и во- |
|||||||||||||||||
|
донефтяную зону (внз). |
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Подошвенная оторочка может быть также двух видов: |
|
|||||||||||||||
|
|
∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
подошвенная оторочка с чисто газ в й з ной (рис. 3.1.а.11), где |
|||||||||||||||
|
можно выделить чисто газовую зону (чгз), газонефтянуюо |
зону (гнз), чисто |
||||||||||||||||
|
нефтяную зону (чнз). |
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
∙ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
подошвенная оторочка сплошная (рис. 3.1.а.11), где выделяются |
|||||||||||||||
|
газонефтяная зона (гнз) и чисто нефтяная зона (чнз). |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
Наиболее благоприятными для разработки являются краевые ото- |
||||||||||||||||
|
рочки с чисто нефтяной зоной. |
б |
и |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
н |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 3.1. Типы нефтяных оторочек: I – краевая оторочка с ЧНЗ(а) и без нее(б); |
|
|||||||||||||||
|
|
II – подошвенная оторочка с чистогазовой зоной (а) и сплошная(б) |
|
|||||||||||||||
|
|
е |
к |
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
36 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
3.4. Системы разработки нефтегазовых залежей НИ
Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений как с воздействием, так и без воздействия состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки, т.е. газонефтяной контакт не должен перемещаться в сторону газовой шапки. Если нефть перемещается в газонасыщенную зону, то часть нефти расходуется на создание связанной нефтенасыщенности, тем самым уменьшаются
подвижные запасы нефти. |
|
АГ |
Первые исследования возможных вариантов разр ботки нефтегазо- |
||
|
ка |
|
вых залежей были проведены М. Маскетом. Основным условием рацио- |
нальной разработки нефтегазоконденсатных залежей он считал сохранение равновесия в системе пластовых углеводородов. Нарушение этого
поддерживается на уровне начального пластового. Закачка сухого газа
принципа приводит к смещению нефтяной о орочки в газовую шапку, |
||||||
часть которой теряется на образование |
|
|
|
е |
||
связанной нефтенасыщенности в |
||||||
газовой шапке. |
|
|
|
|
т |
|
Системы разработки он предложил дел ть на режимы истощения и |
||||||
с поддержанием пластового давления. |
|
о |
|
|
||
|
|
|
|
|||
Для поддержанием пластового дав ения Маскет предложил закачи- |
||||||
|
|
|
и |
|
|
|
вать в пласт сухой газ по принципу “сайк инг процесса“ – закачку добы- |
||||||
того газа обратно в пласт после извлечениялиз него конденсата: |
||||||
1.Линейный сайклинг процесс (закачка газа в газовую шапку). В |
||||||
|
|
б |
|
|
|
|
этой системе скважины располагаются рядами. Давление в газовой шапке |
||||||
б |
и |
|
|
|
|
|
производится через ряд нагнетательных скважин, расположенный в газо-
вой зоне, конденсатный газ из газовой шапки вытесняется сухим газом в
сторону нефтяной оторочки к рядам добывающих скважин. В нефтяной |
|||
части нефть вытесняется жирным газом. |
|||
|
|
н |
|
2.Площадная система нагнетания. Давление в газовой шапке также |
|||
поддерживается на уров аяе начального пластового. |
|||
3.Времен ая ко сервация газоконденсатной зоны и разработка неф- |
|||
тяной оторочки |
а истощение. Недостаток данной системы в том, что дав- |
||
ление в пласте |
снижаетсян |
, газ перемещается в нефтяную зону. Снижение |
|
|
тр |
|
|
давления в газ в й зоне приводит к выпадению конденсата и потерям его. |
|||
4.Сайклингопроцесс осуществляется только в газовой зоне, а нефтя- |
|||
ная оторочка консервируется. |
|||
к |
|
|
|
Все перечисленные варианты разработки нашли применение в условияхеместорождений США. Основным недостатком указанных систем является консервация запасов газа на длительное время. Добыча нефти, конденсатал и газа осуществляется поэтапно, что значительно растягивает общие сроки разработки залежи.
37
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
|
|
|
В отличие от опыта США, в России и СНГ при разработке газонеф- |
||||||||||||||
|
тяных месторождений применяются методы закачки воды в виде закон- |
||||||||||||||||
|
турного и барьерного заводнения. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
Одним из эффективных является барьерное заводнение, при котором |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
|
|
газовая шапка изолируется от нефтяной части залежи путем бурения барь- |
||||||||||||||||
|
ерных скважин (нагнетательных) по внутреннему контуру газоностности. |
||||||||||||||||
|
Оно успешно применяется на газонефтяных залежах Калиновско- |
||||||||||||||||
|
Новостепановского и Восточно-Сусловского месторождений. |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
Барьерное заводнение в сочетании с законтурным з воднением при- |
||||||||||||||
|
меняется на залежи Б1 Бахметьевского месторождения. За рубежом эта |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
система заводнения применяется на месторождениях Адена (США, штат |
||||||||||||||||
|
Колорада) и Алдье (Венгрия). |
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
Объектами для барьерного заводнения являю ся краевые нефтяные |
||||||||||||||
|
оторочки. |
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
В тех случаях, когда ширина газонефтян й з ны в краевых отороч- |
||||||||||||||
|
ках достаточно велика, применяется двухстороннее барьерное заводнение, |
||||||||||||||||
|
предложенное А.К. Курбановым. |
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
В этой с стеме заводнения с помощью |
||||||||||||||||
|
рядов нагнетательных скважин, распо оженныхи |
вдоль внутреннего и |
|||||||||||||||
|
внешнего контуров газоносности, |
газонефтяная зона выделяется в само- |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
стоятельный объект разработки. Опыт применения двухстороннего барь- |
||||||||||||||||
|
ерного заводнения на Самотлорском месторожденииб |
показал высокую его |
|||||||||||||||
|
эффективность. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
В работе В.Е. Гавура, В.В. Исайчева и др. дана классификация при- |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
меняемых в настоящее время системб |
разработки газонефтяных месторож- |
|||||||||||||||
|
дений, которая приведена на рис.3.2/8/. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
о |
н |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
38 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
НИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
т |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Рис. 3.2. Классификация с стем разработки газонефтеконденсатных |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
ая |
месторождений с ППД |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Как видно из приведенной схемы, системы разработки делятся на |
|||||||||||||||
две группы: закачкой воды и закачкой газа. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Разновид ости системы разработки газонефтяных залежей |
|||||||||||||||
|
При приме ении в качестве вытесняющего агента воды: |
|
|||||||||||||
∙ |
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Барьер ое заводнение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
∙ |
Двухст нроннее барьерное заводнение |
|
|
|
|
|
|||||||||
∙ |
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Заводнение по площадной системе. |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
При ба ье ном заводнении нагнетательные скважины размещают |
вдоль газонеф яного контакта, этим отсекают нефтяную часть от газовой
шап и. Применение этой системы позволяет снизить прорывы газа и газо- |
||
|
е |
|
вый фа тор нефтяных скважин по сравнению с разработкой без воздейст- |
||
л |
|
|
вия снижаетсяк |
в 1,2-1,5 раза. |
|
|
|
39 |
Э
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
НИ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
т |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Рис. 3.3 Система разработки нефтегазового месторождения с сочетанием законтурного и |
|||||||||||
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
барьерного заводнения: 1 – газовая шапка; 2 – нефтяная оторочка; 3 – законтурные нагнета- |
|||||||||||
тельные скважины; 5 – барьерные нагнетательные скважины; 6 – газовые скважины; |
|||||||||||
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 – внутренний контур газоносности; 8 – внешн й контур газоносности; 9 –внешний контур |
|||||||||||
ая |
нефтеносности. |
|
|
|
|
|
|
|
По всем трем системам заводнения возможны следующие варианты: а) закачка воды и отбор продукции по всей толщине продуктивного пласта, т.е. в нагнетательных и добывающих скважинах перфорируются и
нефтенасыщенные, и г зон сыщенные интервалы пласта;
|
б) закачка воды по всей толщине, отбор из нефтенасыщенной части |
||||
пласта, |
|
|
|
н |
|
|
в) закачка водынв нефтенасыщенную часть, отбор по всей толщины |
||||
пласта, |
|
тр |
о |
|
|
|
|
|
|||
|
г) закачка в ды и отбор по нефтенасыщенной части пласта. В этом |
||||
случае раз абатывается только нефтенасыщенная часть пласта. |
|||||
|
При п именении в качестве вытесняющего агента газа: |
||||
|
|
к |
|
|
|
|
- закачка газа по площадной системе, |
||||
|
- за ачка газа в газовую шапку. |
||||
|
е |
|
|
|
|
л |
Как и в случае закачки воды, могут применяться варианты а,б,в,г. |
При закачке газа может быть применен сайклинг процесс или перепуск сухого газа из других горизонтов.
40