Файл: Лекция общая характеристика нефтяной залежи. Понятие о нефтяной залежи. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 07.11.2023

Просмотров: 994

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1.1. Понятие о нефтяной залежи

1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2.1. Пластовые давления

2.2. Приток жидкости к скважине

ЛЕКЦИЯ 3. РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Водонапорный режим

2.5. Упругий режим

2.6. Режим газовой шапки

2.7. Режим растворенного газа

2.8. Гравитационный режим

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин

4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине

ЛЕКЦИЯ 5. ТЕХНИКА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН. ПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ.

4.4. Пескоструйная перфорация

ЛЕКЦИЯ 6. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН. ПЕРЕДВИЖНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ. ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.

4.6. Передвижные компрессорные установки

4.7. Освоение нагнетательных скважин

Лекция 7. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.1. Назначение методов и их общая характеристика

5.2. Обработка скважин соляной кислотой

ЛЕКЦИЯ 8. ВОЗДЕЙСТВИЕ МЕТОДОМ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ.

5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО

5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов

5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин

ЛЕКЦИЯ 9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

5.8. Осуществление гидравлического разрыва

ЛЕКЦИЯ 10. ТЕХНИКА ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

ЛЕКЦИЯ 11. ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

Лекция 12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

8.1. Артезианское фонтанирование

8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа

8. 3. Условие фонтанирования

ЛЕКЦИЯ 13. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА

8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

Лекция 14. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации

9.2. Конструкции газлифтных подъемников

9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

ЛЕКЦИЯ 15. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

9.5. Газлифтные клапаны Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку. Рис. 9.8. Принципиальная схема пружинного клапанаПружинный дифференциальный клапан (рис. 9.8) укрепляется на внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт. При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан. Если f2 - площадь сечения нижнего штуцера, Рт - давление внутри клапана (потерями на трение пренебрегаем), а Рк - давление, действующее на нижний клапан, то условие закрытия клапана запишется как или где Рзак = Рк - Рт - такая разность давлений, при которой преодолевается сила пружины Fп и клапан закрывается (закрывающий перепад). После закрытия верхняя головка прижмется к штуцеру 1, площадь которого f1 намного больше f2. При закрытии давление на клапане ниже штуцера 1 станет равным Рк. Оно будет действовать на большую площадь верхнего штуцера f1, и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоянии при условии Поскольку f1>> f2, то согласно (9.36) клапан будет оставаться закрытым даже при малом перепаде давлений Рк - Рт. При уменьшении разницы Рк - Рт до определенного минимума пружина преодолеет силу f1(Рк - Рт) и клапан откроется. Эта разница давлений называется открывающим перепадом. Таким образом, открытие клапана произойдет при условии Сопоставляя (9.35) и (9.37) и учитывая, что f1>> f2, можно видеть, что Рзак >> Рот. Величины Рзак и Рот можно регулировать, изменяя натяжение пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2. Пропускная способность клапана по газу регулируется числом или размером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана является зависимость его пропускной способности от перепада давлений на клапане (рис. 9.9). К моменту закрытия клапана и отсечки газа уровень жидкости в межтрубном пространстве обнажает следующий клапан, который вступает в действие вместо закрытого предыдущего. Рис. 9.9. Зависимость расхода газа через клапан от перепада давленийСильфонные клапаны бывают двух типов: работающие от давления в межтрубном пространстве Рк; работающие от давления в НКТ Рт. Сильфонный клапан, управляемый давлением Рк, (рис. 9.10), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом до давления. Эффективная площадь сечения сильфона fс. На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fк. Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного пространства через клапан в НКТ. Рис. 9.10. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространствеПри закрытом клапане давление Рк в нем будет действовать на площадь сильфона fс за вычетом площади клапана fк. Со стороны НКТ на площадь fк будет действовать давление Рт. Обе эти силы будут стремиться открыть клапан. Препятствовать открытию будет давление газа в сильфоне Рс, действующее на площадь fc. Открытие клапана произойдет, если Давление, при котором откроется клапан, будет равно или Деля числитель и знаменатель справа на fс и обозначая fк / fс =R, получим Это будет давление в межтрубном пространстве, при котором клапан откроется. Решая (9.38) относительно Рс - давления зарядки сильфона, найдем Это будет давление, которое необходимо создать в сильфонной камере при ее зарядке на поверхности при заданном давлении в межтрубном пространстве для открытия клапана (Рк)от.После открытия клапана давление внутри клапана будет действовать на всю площадь сильфона, поэтому будет справедливо равенство сил Непосредственно перед закрытием клапана в нем под сильфоном должно быть давление закрытия (Ра)зак Откуда видно, что (Рк)зак = Рс.Тогда разница открывающего и закрывающего перепадов будет равна После подстановки в (9.40) значения Рс согласно (9.39) найдем или Из (9.41) видно, что R = fк / fс является важной величиной, определяющей характеристику клапана.Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от 3 до 12 мм, а R от 0,08 до 0,5. Однако действительная величина R из-за неучета сил трения газа в клапане меньше расчетной, определяемой формулой (9.41). Это означает, что эффективное значение R меньше действительного. Уменьшение составляет

обводнению различных зон пласта как по толщине, так и по простиранию.

Подсчет упругого запаса пластовой энергии залежей, содержащих тяжелые нефти с повышенным содержанием асфальтено-смолистых фракций, имеет свои особенности. При изменении давления увеличение объема таких нефтей происходит с некоторым запаздыванием. Поэтому изменение пластового давления в залежи будет зависеть не только от отобранного объема нефти, но и от времени отбора т. е. от его темпа. Однако эффект будет ощущаться лишь при реализации естественного режима в «чистом» виде. При внедрении в залежь воды, влиянии свободного газа или действии других факторов эта особенность будет малоощутимой.

Напор пластовых вод может оказать влияние на показатели разработки и эксплуатации нефтяного месторождения в случае крутопадающего водоносного пласта. Систему водоносный пласт - нефтеносный пласт можно рассматривать как два сообщающихся сосуда. Снижение давления в нефтяной части за счет отбора нефти из скважин компенсируется подпором воды из «сообщающегося сосуда» - водоносного пласта. Таким образом формируется водонапорный режим.

Поддержание пластового давления при эксплуатации месторождения может происходить за счет энергии расширения свободного газа, находящегося в купольной части залежи. Такое скопление газа называется «газовой шапкой», а соответствующий режим разработки - режимом газовой шапки.



Рис. 1.1. Относительное изменения пластового давления (Р, Рн пл - текущее и начальное пластовое давление) и газового фактора (Г, Гр - текущий и растворенный в нефти газовый фактор) в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи η при различных режимах работы залежи. I, II, III - пластовое давление соответственно при режимах водонапорном, газонапорном и растворенного газа;

1, 2, 3 - газовый фактор при режимах водонапорном, газонапорном и растворенного газа
При разработке месторождения на таком режиме стараются не отбирать газ из газовой шапки, поскольку это приведет к уменьшению запаса пластовой энергии. При этом начинается выделение газа из нефти в нефтяной части и развивается режим растворенного газа. Кроме того, при больших отборах газа из газовой шапки может произойти сильное падение давления в газовой части, в результате уровень газонефтяного контакта начнет повышаться - произойдет вторжение нефти в газовую зону. Часть нефти смочит породу и будет потеряна для добычи.


При снижении давления из нефти выделяется растворенный газ. Упругость сжатых пузырьков газа является одним из источников пластовой энергии. Режим разработки, основанный на использовании этого вида пластовой энергии, называется режимом растворенного газа. Нефтеотдача месторождения на таком режиме не превышает 20 - 30% от начальных запасов. Обычно режимы газовой шапки и растворенного газа проявляются вместе с различной интенсивностью.

Достоверно определить режим разработки нефтяной залежи, особенно на ранней стадии, зачастую затруднительно. Это связано с тем, что непосредственным наблюдением нельзя определить, что вытесняет нефть в пласте - вода или газ, какая именно вода - законтурная, например, или закачиваемая извне (если действует несколько причин, то какая из них преобладающая). Графики (рис. 1.1) для определения режимов разработки также малопригодны, поскольку для их надежного построения требуются соответствующие данные промысловых замеров в течение достаточно длительного периода, не менее нескольких лет, не говоря уже о том, что массовые замеры дебитов, пластовых давлений и газовых факторов по всем скважинам - трудоемкая и часто нереализуемая задача. В таких условиях целесообразно использование косвенных, диагностирующих показателей. С одной стороны, эти показатели должны хорошо коррелироваться с режимами разработки, с другой, быть достаточно просто и точно измеримы. Таким образом, задача определения режима разработки сводится к задаче его диагностирования по набору косвенных признаков. Поскольку результаты замеров случайным образом могут изменяться от скважины к скважине, а также во времени, то для обработки промысловой информации необходимо применять методы теории вероятности и математической статистики.

Для определения режима разработки нефтяного пласта, например, степени развития на месторождении водонапорного режима, может быть использован диагностирующий подход. Исследованиями установлено, что соотношения объемов воды и нефти влияют на составы как свободного газа, так и газа, растворенного в нефти. В связи с этим состав добываемого газа может быть использован как информативный признак для определения режима разработки пласта.

При водонапорном режиме увеличивается объем пласта, занятый водой, т. е. отношение Vн/Vг растет. По этой же причине снижение этого отношения свидетельствует о проявлении режима растворенного газа. Зная зависимость состава газа от величины этого отношения, определяя изменение его состава, можно диагностировать развитие того или иного режима. Поскольку различные компоненты по-разному реагируют на изменение соотношения Vн/Vг

, то используется интегральный показатель, характеризующий изменение компонентного состава. В связи с тем что физическое обоснование связи изменения того или иного компонента с изменением отношения Vн/Vгдать затруднительно, для диагностирования режима подобным образом используется метод ранговой классификации.

Для примера ниже приведено ранжирование компонентов газа по скважинам Федоровского месторождения Западной Сибири (приведены только два компонента, ранжирование остальных проводится аналогично).

Функцию классификации R для конкретного состава газа (отобранного из определенной скважины) получают суммированием рангов всех признаков. Необходимо отметить, что при вводе месторождения в разработку для установления режима залежи требуется некоторый период времени, и режим оценивается в целом по пласту. Вместе с тем, в ходе разработки возможна смена режимов пласта. Поэтому состав газа необходимо анализировать по скважинам, которые исследовались в течение одного промежутка времени (например, в течение квартала или года). Проводя аналогичные определения через некоторые промежутки времени, можно определить динамику функции классификации R. По данным лабораторных исследований и анализа разработки ряда месторождений установлено, что рост функции классификации указывает на возрастание отношения Vн/Vг, а следовательно, на развитие водонапорного режима. Соответственно, уменьшение R свидетельствует об интенсификации режима растворенного газа. Так, по Федоровскому месторождению в течение второго и третьего годов разработки наблюдалось уменьшение R, что говорит о режиме растворенного газа. В дальнейшем интенсивная закачка воды привела к водонапорному режиму, в это же время наблюдается рост R (рис. 1.2).
СH4, % ..…….. 80 80 - 85 85 - 90 90 - 95 95 - 100

С2H6, % ..…... 0 - 1 1 - 2 2 - 3 3 - 4 > 4

Ранг ....……... 1 2 3 4 5
Важным параметром нефтяной залежи кроме пластового давления является давление насыщения нефти газом Рнас. При снижении пластового давления ниже этой величины из нефти начинает выделяться газ. Давление насыщения определяют на основе лабораторных исследований проб нефти. Применение этого метода затруднительно при глубокозалегающих пластах из-за сложностей отбора представительных проб нефти. Поэтому возникает необходимость в использовании экспресс-метода достоверной оценки давления насыщения, а также и текущего пластового давления в залежи.


Такой метод заключается в определении зависимости давления насыщения от характерных параметров нефтяной залежи. Анализ, проведенный по большому числу нефтяных месторождений страны, показал, что на давление насыщения влияют: плотность, нефти; содержание в нефти парафинов, асфальтенов, смол; компонентный состав растворенного газа; содержание в нефти углекислого газа, азота, а также пластовая температура и газовый фактор. Перечисленные признаки, характеризующие свойства нефти и газа, могут быть определены по поверхностным анализам.

Затем строят математическую зависимость давления насыщения от указанных факторов. Таким образом, оказывается возможным без проведения соответствующих глубинных замеров и отбора глубинных проб только по данным устьевой информации прогнозировать давление насыщения.

С другой стороны, процедура определения давления насыщения по косвенным показателям требует апробирования для оценки ее точности и надежности. Для этого полученные зависимости проверяются по точным значениям данной величины, например при наличии представительных глубинных проб. Если апробация метода дает удовлетворительные результаты, то его можно использовать в тех случаях, когда точные определения провести по той или иной причине нельзя.



Рис.1.2. Зависимость критерия рангов R и пластового

давления Рпл от времени для Федоровского месторождения
Естественно, что в чистом виде все рассмотренные выше режимы в реальных условиях не встречаются. Обычно одновременно проявляются различные источники пластовой энергии с той или иной интенсивностью. Режим работы залежи в процессе эксплуатации изменяются. Как правило, основную роль играет какой-либо один фактор, а остальные являются второстепенными. По мере эксплуатации происходит смена главенствующего фактора. Такое изменение может происходить, в частности, естественным путем. Например, при начальном пластовом давлении в залежи, превышающем давление насыщения. В начальный период будет развиваться упругий режим, а затем главенствующим становится режим растворенного газа. Аналогичным образом вследствие инерционности водяной зоны или наличия плохопроницаемых границ может задерживаться проявление упруговодонапорного режима. Другой причиной инерционности может явиться ползучесть пород, когда сжатие скелета при снижении давления происходит не мгновенно, а с запаздыванием.


Разработка месторождений только за счет естественных источников пластовой энергии малоэффективна и позволяет получить небольшие конечные коэффициенты нефтеотдачи. Это связано с быстрым истощением начальных запасов пластовой энергии по мере отбора нефти из залежи. Для повышения эффективности существующего режима разработки используют искусственное воздействие на нефтяную залежь. При этом можно как улучшить характеристики существующего режима работы залежи, так и заменить его на более эффективный в данных условиях.

Основным видом разработки месторождений в настоящее время является режим разработки с поддержанием пластового давления. Методы поддержания пластового давления различаются как по способу ввода агентов в пласт, так и по их составу и свойствам.

Для поддержания пластового давления в пласт закачивают воду, водные растворы полимеров, щелочные растворы, пены, газ, углекислый газ, пар, эмульсии, мицеллярные растворы и т. п. Выбор того или иного агента для закачки в пласт в каждом конкретном случае определяется свойствами нефти, коллектора, системой разработки и другими причинами. При этом закачиваемый в пласт агент выполняет две основные функции: поддержание пластового давления и улучшение процесса вытеснения нефти из пласта в добывающие скважины.

Закачиваемый агент поступает в пласт через нагнетательные скважины. Располагают нагнетательные скважины по площади месторождения в различном порядке, который определяется условиями конкретного месторождения.

На месторождениях высоковязких нефтей применяют тепловые методы воздействия: закачку пара или создание внутрипластового очага горения.. В последнем случае под действием высокой температуры происходит интенсивное окисление (горение) части нефти в пласте. Это приводит к образованию большого количества горячих газов. В результате происходит повышение давления в пласте и улучшение вытеснения нефти.

Лекция 2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ.