2. Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.
1
.
технологическая платформа для сбора
нефти
2. автомат, понижающий устьевое давление
3. выкидные линии
4. сборный нефтяной коллектор
5. сборный газовый коллектор
6. технологическая платформа для перекачки нефти и газа
7. КС для перекачки газа
8. ДНС
9. технологическая платформа для подготовки нефти
10. подводный газопровод
11. УПН
12. ТП
3. Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.
Помимо песчанитовых продуктивных пластов, большие запасы нефти приурочены к карбонатным коллекторам. Большая часть карбонатных коллекторов парового типа мало чем отличаются от коллекторов представленных песчаниками. В карбонатных коллекторах, как правило, более сильная трещиноватость. В тех случаях, когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработки этих пород, на что обычно указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин.
Трещиновато-поровый тип коллектора, когда нефть содержится и в трещинах и в матрице, фильтрация и вытеснение нефти происходит из трещин и из матрицы, проницаемость матрицы отлична от нуля.
Значительно слоистее разработка трещинно-пористых пластов.
В процессе разработки трещиновато-пористых пластов (их еще называют системами с двойной пористостью) при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жид-кости между трещинами и блоками (матрицами) пород, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.
На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород.
Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различ-ных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения.
Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составлял 0,20-0,30.
Вытеснение нефти из матрицы происходит под действием, в основном, двух сил. Первая – это градиенты давления в системе трещин, воздействующая и на блоки породы.
Другая сила связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей матрицу. Действие этой силы приводи к возникновению капиллярной пропитки пород, т.е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы преимущественно гидрофильны. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы обладая слоистой, сильно разветвленной поверхностью.
Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из трещиновато-порового пласта, состоящего из множества блоков породы. Будем полагать, что эти блоки матрицы можно представить кубами с длиной грани ℓ*. Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта х=0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем удаленные. Весь расход воды q, закачиваемый в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0≤ х ≤ хф, где хф – фронт капиллярной пропитки.
Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью υф. Скорость пропитки исчисляется с момента λ, в который к блоку с координатой хф (λ) подошел фронт впитывающейся в блоки воды. Пусть в течение времени Δλ «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы. Расход воды Δq, входящий в эти блоки и, соответственно, равный ему объем вытесненной из матрицы нефти составит:
Δq = вhσ (t-λ) υф (λ) Δλ
ℓ3*
Суммируя приращения расходов Δq и устремляя Δλ → 0, приходим к следующему уравнению:
q = вh [σ (t-λ) υф (λ) dλ
ℓ3
В этих уравнениях в и h – ширина и толщина пласта, σ (t-λ) – скорость капиллярной пропитки.
Обычно бывает задан расход q и необходимо найти скорость продвижения фронта пропитки υф (λ). Тогда приходится решать указанное интегральное уравнение.
Достаточно подробные и точные расчеты процесса разработки трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой возможны только с помощью ЭВМ.