Я. В. Вакула Нефтегазовые технологии Учебное пособие

Вид материала

Содержание

Рис. 4.15. Схема плоскорадиального фильтрационного потока.
Фильтрация – движение жидкости или газа через пористую среду, сопровождающееся отложением или выпадением в пористой среде взвеше
Q- дебит скважины, м/с; k
Дебит скважин пропорционален перепаду давления и обратно пропорционален вязкости нефти.
Рис.4.16 . Схема притока

Подобный материал:

1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 17

НКТ (рис.4.8) изготавливают бесшовными (цельнотянутыми) из стали нескольких групп прочности наружным диаметром 33 – 114 мм, толщиной стенки от 4 до 7 мм, длиной 5 - 9 м. На концах трубы нарезана трубная резьба, соединяют трубы муфтами. Трубы изготавливают гладкими (одинаковый диаметр по всей длине) и с высаженными наружу концами (утолщением) на котором нарезана резьба.

Снижение уровня жидкости поршневанием в НКТ производится через герметизированное устье с отводами для получаемой продукции. Поршень (рис.4.9) в колонну труб спускают на канате под уровень жидкости. Этот способ осуществляется специальными установками с комплектом устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего герметизацию устья, отвод продукции, исключение поднятия поршня в устьевое оборудование.

Рис.4.9 Поршень

1.канат,

2.замок,

3.грузовая штанга,

4.шариковый клапан,

5.полый плунжер,

6.манжета.

Рис.4. 10.

Схема замены бурового раствора на воду

1.насос, 2. облегченная жидкость, 3. прием бурового раствора из скважины, 4. устьевая арматура, 5. НКТ.

Нагнетание газа (чаще всего азота) в колонну труб или межтрубное пространство производят компрессором. Используют также природный газ газовых скважин. Если мощность компрессора и давление газа недостаточно для продавливания через башмак лифтовой колонны, ее оборудуют пусковыми муфтами (отверстиями) или клапанами на расстоянии от устья соответствующего развиваемым величинам давлений.

Используется технология снижения давления на пласт промывкой скважины пенами. Пена представляет собой дисперсную систему газа в жидкости в которую введен пенообразователь. Пенообразователями служат различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Пены, в зависимости от содержания в них газа могут иметь объемную плотность до 600 кг/м³ .

Величина сил сопротивления движению жидкости в пласте зависит от многих факторов, основными из которых являются вязкость жидкости и размеры поровых каналов, т.е проницаемость.

Чем выше вязкость и ниже проницаемость, тем больше пластовой энергии расходуется на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей содержащих вязкую нефть и сложенных слабопроницаемыми породами характерны низкие дебиты.

Дополнительные сопротивления движению жидкости создается пузырьками газа, которые выделяются из нефти внутри залежи и закупоривают поровые каналы.

Движение газонефтяной смеси в пластах происходит с большими потерями энергии, чем при движении однородной жидкости, а однородных жидкостей в разрабатываемых нефтяных пластах не бывает.

Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки определяет режим работы (дренирования) залежи.

В зависимости от вида энергии, обуславливающего движение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают режимы напорные или вытеснения (водонапорный и упруговодонапорный, газонапорный) и режимы истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный) (рис. 4.14).

Чаще всего в нефтяных залежах проявляются одновременно различные виды энергии, в этом случае режим называют смешанным.

Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и менять на другие режимы. Режим в большой степени зависит от темпов отбора жидкости и газа, а также искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки.

При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает медленно, а дебит скважины длительное время остается постоянным (рис.4.11).

Рис.4.11 Суммарный отбор, %

График кривых

разработки залежей с водонапорным режимом:

1 – пластовое давление;

2 – добыча нефти;

3 – газовый фактор;

4 – добыча воды

Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из них будет извлекаться вода. Но в пласте остается значительное количество не извлеченной нефти. Это связано с тем, что в пласте одновременно движется нефть и имеющая меньшую вязкость вода, которая неизбежно опережает нефть. Кроме того в большинстве случаев нефтесодержащие породы неравномерны по составу и жидкости движутся быстрее в пропластках с более проницаемой породой. Наличие в пластах трещин и участков повышенной проницаемости приводит к непредсказуемому движению жидкости по пласту, приводит к образованию «языков обводненности», что затрудняет планомерную эксплуатацию залежи (рис.4.12).


Рис. 4.12. Схема образования «языков обводнения»: 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – линия обводнения залежи; 4 – скважины.	Рис.4.13 Схема образования «конуса обводнения»

Интенсивный отбор нефти из скважин способствует прорыву воды к забоям скважин снизу, оставлению линз менее проницаемых пород насыщенных нефтью (рис.4.13).

При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жидкости и породы со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вытесняться в скважину в зону наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением пластового давления в начальный период эксплуатации. При постоянном отборе жидкости падение в дальнейшем замедляется.

При газонапорном режиме (режиме газовой шапки) нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.

Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и двигаясь с большей скоростью чем нефть, частично проталкивает ее, частично увлекает за собой. Пластовое давление снижается очень быстро.

После полного истощения пластовой энергии единственной силой, заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти. Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным ( гравитация – сила тяжести).

Нефтяная залежь редко работает на каком либо одном режиме в течение всего периода эксплуатации. По мере изменения условий меняются и режимы работы пласта.

Для газоносных пластов основными источниками энергии являются напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа, т.е.режимы вытеснения.

Рис.4.14

Типы режимов нефтяного пласта:

а) жестководонапорный; б) газонапорный;

в) растворенного газа;

г) гравитационный

Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием перепада давления приходящегося на единицу длины пути движения жидкости или газа (градиента давления) и направлена в сторону падения давления, т.е в сторону скважины.

Рис. 4.15. Схема плоскорадиального фильтрационного потока.

Если кровля и подошва продуктивного пласта не проницаемые, толщина его постоянна и строение однородно, то скорость фильтрации при постоянном расходе жидкости и газа в районе расположения скважины непрерывно возрастает, достигая максимального значения на ее стенках. Жидкости и газы в большинстве случаев имеет радиальное направление и движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по мере приближения к скважинам непрерывно уменьшается Линии тока направлены по радиусам окружности, центр которых совпадает с центром скважины. (Рис. 4.15). Рост скорости фильтрации обусловлен сокращением площади, через которую двигаются пластовые флюиды, достигающей минимума у стенки скважины. С возрастанием скорости увеличиваются силы сопротивления движению, а следовательно, повышаются затраты энергии на преодоление флюидами единицы пути или, что аналогично, потери давления на единицу длины пути (градиент давления).

Фильтрация – движение жидкости или газа через пористую среду, сопровождающееся отложением или выпадением в пористой среде взвешенных в них твердых частиц.

Производительность добывающих скважин характеризуется их дебитом, т.е. количеством поступающих жидкости и газа в единицу времени.

В настоящее время для оценки дебита (притока) нефтяной скважины при установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости используют формулу Дюпюи

(4.4)

где

Q- дебит скважины, м³/с; k – проницаемость пласта, мкм²; h – толщина пласта, м; р_пл и р_заб – пластовое и забойное давление, Па; μ – вязкость жидкости, Па·с; R_к – радиус контура питания, м; r_с – радиус скважины, м.

Пластовое давление – давление на круговом контуре, имеющим радиус R_к, забойное давление – давление на стенке скважины.

ln – обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е=2.71828…. Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого либо числа выражается соотношением ln x = 2.3 lq x

В реальных условиях залежи разрабатываются множеством скважин одновременно, поэтому за радиус контура питания R_к берут половину расстояния до следующей скважины.

Дебит скважин пропорционален перепаду давления и обратно пропорционален вязкости нефти.

Чем выше проницаемость пород, больше толщина пласта, депрессия на пласт и отношение радиуса контура питания к радиусу скважины, тем выше дебит скважины;

Чем больше вязкость нефти (жидкости), тем ниже дебит скважины.

Если вместо жидкости к скважине притекает газ, то по условиям формулы (4.4 ) получим расход газа при атмосферном давлении Р₀

Формула для расчета дебита скважины справедлива только для гидродинамически совершенных скважин.

Гидродинамически совершенной называют скважину, имеющую форму цилиндра с постоянным радиусом и высотой в которую однофазная и не сжимаемая жидкость поступает к открытому забою (препятствия на стенках скважины отсутствуют).

Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока жидкости в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линии токов.

Рис.4.16 . Схема притока в гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

Выделяют гидродинамически несовершенные скважины (рис 4.17 ):

- по степени вскрытия, когда скважиной продуктивный пласт вскрыт не на всю толщину (рис б и г) ,

- по характеру вскрытия, когда связь продуктивного пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через искусственные (перфорационные) каналы (в и г).

В производственной практике встречаются также скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия.

Рис.4.17

Виды гидродинамического несовершенства скважин

Несовершенство забоев влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок скважины и снижение дебитов в результате отклонения геометрии течения жидкости от плоскорадиального потока (рис.4.16).

Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту совершенной при прочих равных условиях называют коэффициентом.

Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в знаменатель формулы дебита (5.4) дополнительного сопротивления в виде безразмерного коэффициента С.

Коэффициент С - сумма коэффициентов, учитывающих несовершенство скважины по характеру С₁ и степени С₂ вскрытия.

С = С₁ + С₂

На значение коэффициента С влияет число перфорационных отверстий, их диаметр, характер размещения отверстий на поверхности обсадных колонн, глубина каналов в породе, глубина вскрытия продуктивного пласта.

Определяют коэффициент С по экспериментальным графикам или кривым восстановления забойного давления.

Различают скважины гидродинамически несовершенные также по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

В скважине с перфорированным фильтром существенное влияние оказывает среда перфорации, которая влияет на создание дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов (рис.4.18).

Рис. 4.18. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины:

б — толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорированного канала; k3 — проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала

Blog

Я. В. Вакула Нефтегазовые технологии Учебное пособие

Содержание