Системы разработки месторождений
.pdf
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
46
Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (затрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем. При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления столба газа, действующего на уровень.
В стволе закрытой газовой скважины давление определяется по барометрической формуле Лапласа-Бабине:
Р Р |
|
e |
S |
, |
у |
|
где Ру – давление на устье закрытой скважины, Па; е – основание натурального логарифма, е=2,7183;
S – показатель, зависящий от величины столба газа Hст г (м), относительной плотности газа , средних по столбу газа температуры Tср (К) и коэффициента сжимаемости газа zср:
S |
0 ,0 3 4 1 5 |
|
|
|
Н |
с т г |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
T |
с р |
z |
с р |
|
|
|
|
|
|
|
||
.
В залежи с небольшой высотой пластовое давление более-менее одинаково по всей ее площади. В залежах при значительных углах падения пластовое давление в различных частях залежи различно: на крыльях – максимальное, в сводовых – минимальное. Поэтому анализ изменения пластового давления во время разработки таких залежей затрудняется.
Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, в качестве которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна. Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный межфлюидальный контакт. Итак, давление, отнесенное к этой плоскости, будет называться приведенным пластовым давлением.
Породы продуктивного пласта и насыщающие флюиды нагреты до одинаковой температуры.
Действие атмосферных колебаний температуры распространяется в недра на небольшую глубину до нейтрального слоя, в котором температура постоянная. С глубиной температура в недрах увеличивается. Для количественной оценки быстроты возрастания температуры пород с глубиной используют понятия геотермической ступени и геотермического градиента.
Увеличение температуры на единицу глубины (1 м или 100 м) называют геотермическим градиентом г, а расстояние в метрах, через которое температура изменится на 10С, – геотермической ступенью.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
47
В среднем геотермический градиент равен 0,030С/м или 30С/100 м, а геотермическая ступень 33 м/ 0С. На месторождениях Севера в зоне многолетнемерзлых пород геотермический градиент меньше и может снижаться до 0,02 0С/м.
Пластовую температуру Тпл и температуру на различных глубинах можно рассчитать по формуле:
Т Т Н h , п л 0 г 0
где Т0 – температура нейтрального слоя, расположенного на глубине h0; Н – глубина точки пласта.
Расчетные методы определения пластовых давлений и температур просты и удобны, но дают результаты с некоторой погрешностью. Поэтому, когда требуется знание этих величин с высокой точностью, следует проводить измерения в скважинах при помощи глубинных манометров и термометров.
3.2. Приток жидкости и газа в скважину
Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Эту разницу давлений принято называть депрессией. Схема притока в скважину показана на рис. 3.1.
Формула Дюпюи для установившегося плоско-радиального притока несжимаемой жидкости (нефти) в гидродинамически совершенную скважину имеет вид:
q н |
|
2 k h Pк |
Р с |
|
, |
(3.1) |
|||
|
|
|
|
|
|
||||
|
R |
к |
|
|
|||||
|
|
н |
L n |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
R c |
|
|
|
|
||
где qн – объемная скорость (дебит) нефти, м3/с; k – коэффициент проницаемости пласта, м2; h – толщина пласта, м;
μн – коэффициент динамической вязкости пластовой нефти, Па·с; Рк – давление на контуре питания скважины, Па; Рс – давление на стенке скважины, Па;
Rк – радиус контура питания, м; Rс – радиус скважины, м;
Для приведения дебита жидкости к стандартным условиям пользуются формулой:
q |
|
|
q ж |
, |
(3.2) |
|
ж ст |
b ж |
|||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
где bж – объемный коэффициент жидкости.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
48
Rк |
Pк |
Rc
Pc
48
Пласт
h
Рис. 3.1. Схема притока флюидов к скважине
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
49
Формула Дюпюи для имеет вид:
q |
г с т |
|
установившегося плоско-радиального притока газа
|
|
k |
h |
P |
2 |
Р |
2 |
|
|
|
|
||
|
|
к |
с |
|
, |
(3.3) |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Р |
|
z |
|
|
Т |
п л |
|
L n |
|
R |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
с т |
|
г |
|
Т с т |
|
|
rc |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
где qг ст – объемная скорость (дебит) газа при стандартных условиях, м3/с; z – коэффициент сжимаемости газа при пластовой температуре (Тпл);
μг – коэффициент динамической вязкости газа при пластовых условиях,
Па·с.
Формулы (3.1) и (3.3) справедливы только для гидродинамически совершенной скважины. Гидродинамически совершенной называется скважина, вскрывшая продуктивный пласт полностью, имеющая открытый забой и естественную проницаемость породы пласта вокруг забоя скважины.
3.3. Режимы работы нефтяных залежей
Режим работы (дренирования) пласта (залежи) определяется тем видом пластовой энергии, за счет которого происходит перемещение флюидов в пористой среде во время разработки залежи.
Источниками (видами) пластовой энергии, под действием которых притекает нефть к забоям скважин, являются:
энергия напора краевых и подошвенных вод;
энергия сжатого свободного газа в газовой шапке;
энергия упругого расширения газа, переходящего из растворенного в свободное состояние;
энергия упругости сжатых пород и жидкостей;
энергия гравитации.
При разработке залежей нефть может двигаться к забоям скважин под действием как одного, так и нескольких видов энергии одновременно. Энергия упругости горных пород и жидкостей, энергия гравитации проявляются, например, всегда. Однако их роль в сравнении с другими видами часто мала. Режим залежи определяется видом проявления пластовой энергии. В зависимости от того, какой вид энергии является основной движущей силой, различают следующие режимы работы нефтяных залежей: упругий, водонапорный, газонапорный, растворенного газа, гравитационный, смешанный.
Упругий режим. Условием существования упругого режима является превышение пластового давления над давлением насыщения нефти газом. Нефть находится в однофазном состоянии. Приток в скважины происходит за счет расширения нефти, связанной воды и породы. При снижении давления объемы пластовой нефти и связанной воды увеличиваются, а объем пор уменьшается.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
50
Если пласт имеет небольшой объем, то проявляется замкнуто-упругий режим. Если объем водонасыщенной части большой, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область. И упругий режим переходит в другую разновидность – упруговодонапорный режим. Для этого режима характерна обширная по сравнению с нефтяной частью водоносная часть пласта, которая простирается на очень большие расстояния от контура нефтеносности (100 км и более). При этом водоносная часть пласта может иметь, а может и не иметь связь с дневной поверхностью.
Водонапорный режим. Нефть к добывающим скважинам поступает за счет напора краевых или подошвенных вод. Водоносная часть пласта связана с дневной поверхностью или с поверхностными водоемами. С момента распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта в законтурную область вода внедряется в залежь и вытесняет нефть. При жестководонапорном режиме вода полностью замещает отбираемую нефть, т. е. наступает равновесие между отбором нефти и внедрением воды в пласт. Существование жестководонапорного режима связывают с наличием области питания или с закачкой в пласт необходимых объемов воды для выполнения этого условия, т. е. предполагается наличие естественного и искусственного водонапорного режима. В естественных условиях этот режим в чистом виде не встречается, однако его выделение способствует успешному проектированию процесса извлечения нефти. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделение газа в пласте не происходит.
Газонапорный режим (режим газовой шапки) может проявляться при большом объеме газовой шапки. Нефть к скважинам притекает в основном за счет энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий. При упругом газонапорном режиме по мере отбора нефти из пласта давление газа уменьшается. Жесткий режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку газа или когда давление в газовой шапке уменьшается незначительно по мере отбора нефти.
Режим растворенного газа. Приток нефти в скважины происходит за счет энергии расширения газа, выделяющегося из нефти. Пластовое давление при режиме растворенного газа очень быстро уменьшается, также быстро снижаются дебиты скважин по жидкости. Газовый фактор вначале интенсивно увеличивается, а затем быстро уменьшается.
Гравитационный режим проявляется в том случае, если в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть способна стекать в скважины только под действием силы тяжести.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
51
Режим, при котором возможно одновременное и примерно одинаковое проявление нескольких видов энергии, называют смешанным.
Наиболее эффективными являются напорные (водонапорный, газонапорный) режимы. Остальные режимы часто называют режимами истощения. Эти режимы характеризуются низкими коэффициентами нефтеотдачи.
3.4. Режимы работы газовых залежей
Режим работы газовой залежи также определяется как доминирующая форма энергии, обусловливающая приток газа к скважинам. В зависимости от активности подошвенных и законтурных вод при отборе газа проявляется либо газовый, либо водонапорный режим. Практика разработки свидетельствует о том, что чисто газовый режим проявляется относительно редко. Как правило, по мере снижения давления в продуктивном пласте в него внедряется вода.
Газовый режим. Газовым называют режим разработки, при котором пластовые флюиды поступают в добывающие скважины под воздействием энергии сжатого природного газа. Краевые воды в залежь не внедряются вообще или внедряются в количестве, не влияющем на характер снижения давления.
Водонапорный режим. Основным источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод. При этом режиме внедрение вод поддерживает пластовое давление, замедляет темп его снижения и тем существеннее, чем интенсивнее внедряется вода. По сравнению с газовым режимом, в данных условиях среднее давление в залежи при одинаковых суммарных отборах газа будет выше (рис. 3.2).
Разработка газоконденсатных месторождений несколько отличается от процесса разработки чисто газовых месторождений. При разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения, который сопровождается снижением пластового давления по мере отбора газа, происходит выпадение конденсата. Пластовые потери конденсата могут превышать 70 % запасов углеводородов С5+. Насыщение пор пласта жидким конденсатом приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, а значит и к увеличению потерь давления при движении газа в пласте. Жидкой фазой, в основном, насыщается призабойная зона. Разработку газоконденсатных месторождений на естественных режимах пласта называют разработкой на истощение. Для увеличения добычи конденсата и компенсации снижения пластового давления следует применять искусственные режимы разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. Давление можно поддерживать путем закачки в пласт сухого газа, воды и других агентов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
52
Рис. 3.2. Зависимость изменения пластового давления в залежи от суммарного отбора газа:
1 – газовый режим; 2 – водонапорный режим; Р – средневзвешенное пластовое давление;
z – коэффициент сверхсжимаемости газа; ΣVг – суммарный отбор газа
3.5. Системы разработки месторождений
Совокупность мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс разработки залежи и управлять этим процессом, называют системой разработки залежи. Итак, система разработки месторождения – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения – означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
Система разработки залежи, предусмотренная проектом, может изменяться по мере ее выработки и получения дополнительной информации о свойствах и строении продуктивных пластов. Под регулированием системы разработки
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
53
залежи понимается комплекс оперативных мероприятий, улучшающих эту систему. К этим мероприятиям могут относиться:
бурение новых скважин (добывающих и нагнетательных);
массовое изменение условий работы скважин (перевод их с фонтанного на механизированный способ эксплуатации).
Наиболее существенными факторами, характеризующими систему разработки залежи, являются схема расположения скважин и методы воздействия на продуктивный пласт.
При разработке месторождений скважины обычно располагаются или рядами (батареями), или равномерно (по какой-нибудь правильной геометрической сетке), или бессистемно (с геометрической точки зрения). Широко распространены схемы батарейного размещения скважин, когда ряды располагаются параллельно начальным контурам нефтеносности или газоносности.
Рядные схемы размещения скважин чаще применяют в случаях, когда выработка запасов осуществляется за счет вытеснения углеводородов водой или газом.
Правильные геометрические сетки скважин применяются для разработки однородных массивных залежей. Геометрически неправильные схемы расположения скважин получаются в результате различных мероприятий по регулированию разработки. Такие схемы размещения скважин часто используются при разработке газовых залежей. Обычно добывающие газовые скважины размещаются относительно равномерно в наиболее высоких участках залежи.
Применяют следующую классификацию систем разработки:
системы разработки при отсутствии воздействия на пласты;
системы разработки с воздействием на пласты.
Системы разработки нефтяных месторождений при отсутствии воздействия на пласты применяют редко, в основном при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой.
В процессе разработки нефтяных залежей на естественных режимах происходит истощение (уменьшение) пластовой энергии и, соответственно, уменьшение пластовых давлений. Для восполнения пластовой энергии применяют различные методы для поддержания пластового давления. Закачка воды в пласт – самый распространенный в мире метод поддержания пластового давления. Нагнетание газа в продуктивные пласты применяют на практике с целью повышения давления в имеющейся газовой шапке или искусственного ее создания в сводовой части пласта.
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений с применением методов поддержания пластового давления – явление достаточно редкое.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
54
3.6. Виды заводнения
Применение заводнения основано на известных достоинствах естественного водонапорного режима дренирования пластов.
В зависимости от расположения добывающих и нагнетательных скважин различают следующие основные виды заводнения:
законтурное;
внутриконтурное.
Законтурное заводнение применяют:
для разработки нефтяных залежей сравнительно небольших размеров;
при хорошей гидродинамической связи законтурной области с залежью;
при однородном строении пласта.
Нагнетательные скважины располагаются за пределами внешнего контура нефтеносности вдоль линии, примерно параллельной ему, на расстоянии от 100 до
1000 м.
Внутриконтурное заводнение. Применяют при больших площадных размерах залежи. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности.
Различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения:
разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин. На один ряд нагнетательных скважин должно приходиться не более трех рядов добывающих скважин;
блочное заводнение. Залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки с самостоятельными сетками размещения эксплуатационных скважин;
очаговое заводнение. Используют в сочетании с любым другим видом заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта;
избирательное заводнение. Применяют при выработке запасов нефти из сильно неоднородных пластов;
площадное заводнение. Это наиболее интенсивное воздействие на пласт, обеспечивающее самые высокие темпы разработки месторождения. Добывающие
инагнетательные скважины располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семиили девятиточечных сеток, в которых нагнетательные
идобывающие скважины чередуются.
Следует иметь в виду, что здесь говорится о расположении скважин в пласте, т.е. о расположении забоев скважин.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
55
3.7.Схемы размещения газовых скважин
Втеории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие схемы размещения эксплуатационных скважин:
равномерное по квадратной или треугольной сетке; батарейное; линейное по цепочке;
в сводовой части залежи; неравномерное.
Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления и лучшую геологическую изученность месторождения. Недостаток равномерной схемы размещения скважин – большая протяженность промысловых коммуникаций и газосборных сетей.
Схемы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей рационально применять при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.
Линейное расположение скважин по цепочке обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.
Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом
иприурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.
На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном размещении скважин по площади газоносности. Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.
Расстояния между забоями добывающих газовых скважин обычно существенно больше, чем между забоями добывающих нефтяных скважин.