Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей

Глава IX

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

§ 1. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ;

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с экономических и технологических позиций наиболее рациональна для данного месторождения с его геологофизическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества продуктивных пластов, толщины, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях.

Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Как отмечено в главе I, вплоть до конца 40-х годов разработка нефтяных месторождений в стране осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано не только с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, но и с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке. Нефтяная промышленность была сосредоточена в основном в южных районах страны, для которых характерно многообразие природных режимов залежей. Многим залежам вследствие их небольших размеров и благоприятных геологических условий свойственны высокоэффективные природные режимы. В связи с относительно небольшой глубиной залежей скважины для их разработки можно было бурить по плотным сеткам. По требованиям того времени были приемлемы системы разработки природных видов энергии.

С середины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается в основном с освоением с месторождений платформенного типа, которым свойственны большие размеры площадей нефтеносности, значительные глубины залегания основных продуктивных пластов и в большинстве случаев малоэффективный природный режим — упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа. Это послужило стимулом для научно-технического прогресса в области технологии разработки нефтяных месторождений. Ученые и производственники нашей страны обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разра-192 ботки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них воды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х годов. Первоначально он был внедрен на новых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии — Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и других, затем распространен во все нефтедобывающие районы страны на новые месторождения практически любых размеров, а также на уже разрабатываемые месторождения с недостаточно эффективными природными режимами.

Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных природных режимах.

В последние годы более 90 % общего количества годовой добычи нефти в стране приходится на месторождения, раз-рабываемые с применением заводнения.

Методы заводнения нефтяных пластов широко применяется в странах СНГ (Азербайджан, Туркменистан, Украина и др.), а также в странах дальнего зарубежья.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью. В связи с большим диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводнении находятся в широких пределах (в основном 0,4 — 0,6).

Следующим шагом научно-технического прогресса явилось создание способов повышения эффективности систем разработки с заводнением, особенно для таких залежей, по которым ожидаемый коэффициент извлечения нефти недостаточно высок. Проходят опробование, промышленные испытания и внедрение нетрадиционные методы воздействия на нефтяные пласты, основывающиеся на термических и других физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов. Эти методы, обычно довольно сложные и дорогостоящие по сравнению с заводнением, предназначаются для залежей, по которым нефтеотдача пластов при заводнении имеет наименьшие значения или применение заводнения в которых вообще нецелесообразно и невозможно.

Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия. В последний период в балансе месторождений и запасов УВ все большую роль играют газоконденсатные месторождения. Теория и практика разработки таких месторождений показывают, что в условиях природных режимов может происходить снижение пластового давления до той критической точки, при которой происходят ретроградные явления в залежи и конденсат выделяется из газа в виде жидкости. Значительная часть жидкого конденсата — ценнейшего углеводородного продукта — при этом выпадает в порах пласта и впоследствии оказывается практически неиз-влекаемой. Поэтому освоение экономически целесообразных систем разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте, — одна из актуальных задач.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

1)    о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2)    о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;

4)    о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в экплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим — могут быть предложены три-четыре близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов сисемы разработки. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Оптимальный вариант выбирают на основе сравнения динамики 194 годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах В.Г. Аванесовым, П.А. Дум-чевым, М.М. Ивановой, В.К. Гомзиковым, Р.Х. Мусдимовым, В.С. Ковалевым, Е.И. Семиным, Э.М. Халимовым и другими, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого-промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение соответствующей системы разработки дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них ба-ризуется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом. Геологическая модель залежи представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами, а также словесное описание особенностей залежи. Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение залежей; карты поверхностей коллекторов с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; детальные геологические профили с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по залежи и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схемы обоснования положения ВНК и ГКВ, карты распространения коллекторов разных типов, карты температуры, карты коэффициента светопоглощения, карты проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются пустотность, проницаемость, начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо)на-сыщенная толщина; толщина проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекту в целом и по его частям. К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; микро- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.); термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается. К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся: балансовые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи —чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, используются кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристика фазовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим, и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие геологическое обоснование системы разработки и влияющие на ожидаемые показатели разработки.

§ 2. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

При использовании природных видов энергии разрабатывают залежи нефти с эффективными природными режимами, для которых искусственное воздействие не требуется, а также некоторые залежи с особыми геологическими условиями, при которых методы воздействия не могут принести необходимых результатов или не могут быть освоены. К числу нефтяных залежей с эффективными природными режимами относят залежи с водонапорным и активным упру-196 говодонапорным режимами. Последний называют активным в случае, когда ресурсы его энергии достаточны для отбора из недр извлекаемых запасов нефти достаточно высокими темпами без снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми ("кольцевыми”) рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шах -матный порядок расположения скважин (рис. 58). Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит "стягивание” контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы,    —

скважины последующих рядов.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на

Рис. 58. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод.

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; 3 — добывающие скважины всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200 — 300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти — до 1—2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбури-вание эксплуатационного объекта обычно по равномерной (более густой, чем в рассмотренных выше случаях) сетке с

Рис. 59. Разновидность системы разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод:

1 — нефть; 2 — вода; 3 — интервал перфорации; положение ВНК: ВНК_нач — начальное, ВНК_тек — текущее перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины.

Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований.

Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Результаты проведенных во ВНИИнефти под руководством А.В. Афанасьевой расчетов влияния воды и газа на процесс извлечения нефти при разном соотношении объемов нефтяной и и газовой частей залежи ^_н/У_г и при равных других условиях приведены в табл. 7.

Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплу-

Т а б л и ц а 7

Доли нефти, %, добывамой за счег внедрения воды Q, и газа Q_r

атации скважин в условиях подъема ВНК. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе XVI.

Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта. Подобная система реализована при разработке газонефтяных залежей горизонта IV Анастасиев-ско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае, боб-риковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области и др.

§ 3. ТРАДИЦИОННЫЙ МЕТОД ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Метод традиционного (обычного) заводнения достаточно эффективен и обычно применяется для разработки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30 — 40 мПа-с, при проницаемости пластов более (40 — 50) 10^-3 мкм².

В последние годы в связи с вводом в разработку многих менее продуктивных залежей заводнение проектируют для залежей с проницаемостью (5 —30)10^-3 мкм² и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50 —60 мПа-с. При этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия (см. § 4 настоящей главы).

Применение заводнения для разработки нефтяных и газонефтяных залежей с различными характеристиками привело к необходимости создания разновидностей метода (рис. 60), каждый из которых наиболее целесообразен в определенных геологических условиях.

Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины, расположенные в водоносной части пласта, на некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Однако уже вскоре было установлено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строением пластов.

Следующим шагом в развитии метода заводнения был пе-

Рис. 60. Разновидности метода заводнения

реход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.

В начале 50-х годов на Ромашкинском месторождении б ы -ла применена новая система разработки с внутриконтурным заводнением, с разрезанием многопластового объекта (пласты горизонта Д₁) рядами нагнетательных скважин на пло щади. Это положило начало развитию разновидностей внутри-контурного заводнения, при котором вода нагнетается в пласт через скважины, располагаемые непосредственно на площади нефтяной залежи. Был разработан целый арсенал различных видов внутриконтурного заводнения и определены геолого-промысловые условия, в которых они наиболее применимы (см. рис. 60).

Поскольку метод заводнения еще долгое время будет оставаться основным методом разработки нефтяных залежей, вопросы геологического обоснования выбора видов заводнения и других технологических решений при использовании этого метода более подробно рассмотрены в главе X.

§ 4. НЕТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Нетрадиционными методами разработки условно принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) метода заводнения с нагнетанием в пласты обычной воды. Эти методы необходимы для разработки залежей нефти, на которых обычное заводнение не может быть проведено вообще, и для залежей, где оно не обеспечивает достаточных коэффициентов извлечения нефти. Таким образом, применение нетрадиционных методов предусматривает увеличение коэффициентов нефтеизвлечения по сравнению с их значением при использовании природного режима и обычного заводнения. Поэтому часто традиционные методы разработки называют методами увеличения коэффициента извлечения нефти (МУН).

Технология и технические средства для применения традиционных методов описываются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений". В настоящем учебнике внимание концентрируется на геологических критериях применимости методов.

Основное внимание сосредоточено на методах в их наиболее простом виде — при нагнетании в пласт одного из агентов. Эти методы широкого промышленного применения не нашли, но они явились исходными для создания в последние годы арсенала более эффективных комплексных методов. Их краткая характеристика дана в конце данного параграфа.

Ниже приведены характеристики методов в простом виде и их возможностей при использовании в разных геологических условиях.

Простые наиболее освоенные нетрадиционные методы по видам применяемых агентов можно объединить в следующие группы:¹⁴

физико-химические методы — методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие повышение его эффективности путем добавки к воде различных химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и др.),

теплофизические методы — нагнетание в пласты теплоносителей — горячей воды или пара,

термохимические методы — применение процессов внут-рипластового горения нефти — "сухого", влажного или сверхвлажного,

методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами — растворителями, углеводородными газами под высоким давлением и др.

Каждый из новых методов может быть успешно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка их эффективности по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. В связи с этим при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого промыслового испытания методов в различных геолого-промысловых условиях.

Поэтому приводимые ниже рекомендации по применению различных новых методов следует принимать в качестве предварительных.

Выявлены некоторые общие для известных сегодня методов повышения нефтеизвлечения геологические факторы, при которых их эффективность резко снижается вследствие бесполезного расходования значительной части вытесняющих агентов в непродуктивных частях объемов залежей: низкая нефтенасыщенность, интенсивная трещиноватость коллекторов, высокая глинистость коллекторов и др.

При обосновании применения нетрадиционных методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие и требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования, или плотных сеток скважин. Поэтому при их проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты в качестве вытесняющего агента водных растворов химических веществ с концентрацией 0,001—0,4 % и более. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10 — 50 % общего объема пустот залежи, которые вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью можно существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50 — 60 мПа-с), когда возможно применение методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов на начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3—10 пунктов. Ниже кратко характеризуются физико-химические методы с добавкой в воде одного из химических веществ.

Полимерное заводнение. Наиболее приемлемым считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации.

Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти

^0 = М^в.

Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствует улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти (10 — 50 мПа-с). Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно снижения темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм².

При фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот, поэтому наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов), при глинистости коллекторов не более 8—10 %. Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 80 °С. В последнее время разработаны композиции полимеров с другими химреагентами, позволяющими использовать их и в поздние периоды разработки.

При щелочном заводнении в качестве химреагентов, добавляемых к нагнетаемой в пласты воде, можно использовать каустическую или кальцинированную соду, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод наиболее эффективен в гидрофобных малоглинистых колекторах.

На месторождениях Западной Сибири и Татарии в довольно широком объеме осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти оторочкой серной кислоты.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностноактивных веществ (ПАВ). Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспериментальным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: повышается смачиваемость породы, снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью и т.д.

Поскольку главным результатом воздействия ПАВ является улучшение смачиваемости, его применение целесообразно при повышенной гидрофобности коллекторов. Вследствие высокой адсорбционной способности ПАВ в водонасыщенных пластах метод рекомендуют применять с начала разработки. Метод рекомендуется при вязкости пластовой нефти 10 — 30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03 — 0,04 мкм², температуре пласта до 70 °С. Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геолого-промысловых условиях представления об эффективности добавок ПАВ в чистом виде становятся менее оптимистичными. Прирост нефтеотдачи оказывается меньше ожидаемого. В настоящее время популярность приобретают методы, основанные на применении композиций ПАВ и других реагентов.

Применение двуокиси углерода. СО₂ можно нагнетать в сжиженном виде в пласт в виде оторочки, которую продвигают нагнетаемой вслед за ней водой. Чаще применяют водный раствор СО₂, оторочка которого также проталкивается нагнетаемой в пласт водой. Углекислота очень хорошо растворяется в нефти. Переходя в нефть, она увеличивает ее объем в 1,5—1,7 раза, снижает вязкость, что улучшает вытеснение нефти из пор.

СО₂ не адсорбируется на стенках пустот породы, поэтому метод может успешно применяться на поздних, водных стадиях разработки залежей, с обычным заводнением, т.е. в качестве вторичного при нефтенасыщенности 35 — 40 %. Нефтеотдача при этом может быть увеличена на 5—10 пунктов.

Большой эффект достигается при вязкости нефти 10 — 15 мПа-с. При большей вязкости смесимость СО₂ с нефтью ухудшается. Поскольку смесимость улучшается с увеличением давления, следует выбирать объекты с пластовым давлением более 10 мПа. По существу, этот метод может быть отнесен и к группе методов смешивающегося вытеснения.

Мицеллярное заводнение. В качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор в объеме около 10 % пустотного пространства залежи, узкую оторочку которого перемещают более широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю — водой. Состав мицеллярного раствора:    легкая углеводородная жидкость,

пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул, внутри которых молекулы нефти и воды могут перемещаться относительно друг друга. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости.

Он предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента, во избежание нарушения структуры раствора. Желательна средняя проницаемость пластов более 0,1 мкм². Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25 — 30 %. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти — от 3 до 20 мПа-с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 80 °С.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей вплоть до 1000 мПа-с и более.

В России для залежей с вязкостью нефти 30 — 60 мПа-с теоретически обоснован и получил наибольшее признание процесс, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем со-206 здается высокотемпературная оторочка в объеме 20 — 30 % от объема пустотного пространства залежи, которая затем перемещается закачиваемой в пласт водой.

При большей вязкости нефти нагнетание пара должно быть более продолжительным и даже постоянным. Применение метода позволяет достигать значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4 — 0,6.

Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкостей.

Выбор залежей для применения метода основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла, вводимого с поверхности. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная толщина — 10 — 40 м. При меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породах, покрывающих и подстилающих продуктивный пласт. При чрезмерно большой толщине горизонта возможен низкий охват воздействием по вертикали. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более

0,5 мкм²), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Нагнетание пара может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушениям, с низкой глинистостью (не более 10 %). Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые, с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при расстояниях между скважинами не более 200 — 300 м.

Наиболее крупные проекты разработки залежей с закачкой пара в пласт реализованы на Сахалине и в Республике Коми.

Метод вытеснения нефти горячей водой может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в твердом виде в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако этот процесс намного менее эффективен, поскольку для прогрева пласта, вследствие отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3 — 4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение пластовой температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует при заводнении нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины. Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой лимитируется величиной теп-лопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы. Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым "горением"). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательной скважины и перемещения зоны (фронта) горения по пласту путем последующего нагнетания воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное сухое горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится "поджог" нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс намного более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся 208 углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая необходимость увеличения давления нагнетания воздуха с ростом глубины залегания пластов и современные возможности имеющихся в отрасли компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах до 1500 — 2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти, от 30 до 1000 мПа-с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм² и нефтенасыщенности более 30 — 35 %. Толщина пласта должна быть более 3 — 4 м. Рекомендации по верхнему пределу толщины в литературе неоднозначны. Среди других рекомендаций имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная толщина может достигать 70 — 80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с температурой горения 700 °С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при температуре 300 — 500 °С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен лишь при плотных сетках скважин, до 2 — 3 га/скв. При реализации влажного горения, благодаря значительным размерам зоны прогрева впереди фронта горения, возможно применение сеток до 12 — 16 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами: двуокисью СО₂, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С₂ — С₆), сухим газом высокого давления. Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом —    10 —

20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода —    8 —

14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов — более 1000—1200 м. Благоприятны также вязкость пластовой нефти менее 5 мПа-c, толщина пластов до 10—15 м. Методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод — заводнение.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью — более 60 — 70 %. Вытеснение углекислым газом, как уже отмечалось выше, может быть достаточно эффективным и при меньшей ее величине (35 — 40 %), что позволяет использовать его после значительного обводнения пластов в результате разработки с применением обычного заводнения.

Ввод в разработку новых залежей со сложными геологофизическими условиями (пониженная проницаемость, макро-и микронеоднородность, повышенная или высокая вязкость нефти и др.) потребовал поиска вытесняющих агентов с более действующими характеристиками.

В последние годы резко возросли масштабы исследовательских и промысловых работ по поиску и применению новых способов воздействия на нефтяные пласты. В них активно включились соответствующие научные организации России. Широко эти работы поставлены в Татарстане, Башкортостане, Удмуртской Республике, Западной Сибири и в других нефтедобывающих районах.

Большое признание нашли методы воздействия, основанные на сочетании двух или более агентов, каждый из которых в отдельности оказывается малоэффективным.

Так, широко применяют физико-химические методы с добавками к воде совместно полимера и ПАВ, а также методы с добавлением к этим двум компонентам кислот или щелочей.

Соотношение компонентов строго дозируется для обеспечения повышенных вытесняющей и отмывающей способностей нагнетаемой воды в конкретных геолого-физических условиях.

Нашел признание разработанный в ТатНИПИнефти метод циклического поочередного нагнетания в пласты воды и добытой из залежи нефти, что способствует увеличению охвата процессом вытеснения залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти.

Повышению охвата процессом заводнения пластов с низкой вязкостью нефти при их малой проницаемости и неоднородном строении способствует поочередное циклическое нагнетание в них воды и газа.

Сочетание заводнения с газовым воздействием может быть обеспечено также путем некоторого, строго регламентированного выделения в пласте газа из нефти за счет снижения пластового давления менее давления насыщения. Создание таким способом в пласте режима вытеснения газированной нефти водой способствует лучшему вытеснению нефти из малопроницаемых коллекторов.

Большого успеха в разработке залежей вязкой и высоковязкой нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах добились нефтяники Удмуртской Республики. Для таких залежей малоэффективными оказались и обычное заводнение, и полимерное заводнение, и даже известные тепловые методы, применяемые каждое в отдельности. Созданы и внедряются принципиально новые высокоэффективные технологии теплоциклического воздействия — многократное повторное нагнетание пара и холодной воды через нагнетательные и добывающие скважины, термополимерное воздействие, основанное на сочетании двух таких факторов, как температура и водный раствор полимера (нагнетается прогретый полимер).

Комбинирование различных методов открывает широкие возможности для создания новых технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

§ 5. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

И ВЛИЯНИЕ НА НЕЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

Системы и процессы разработки газовых и газоконденсатных залежей имеют ряд особенностей.

В отличие от нефтяных газовые залежи разрабатываются без воздействия на пласты, с использованием природной энергии. В связи с этим отбор газа из залежей на протяжении всего периода разработки обычно сопровождается снижением среднего пластового давления — более значительными темпами при газовом режиме и менее значительными — при водогазонапорном.

Снижение пластового давления в разрабатываемых газовых залежах в процессе их разработки приводит к важным последствиям.

При взаимодействии залежей с законтурной областью снижение пластового давления в залежах, особенно в крупных, оказывает влияние на состояние пластового давления во всей водонапорной системе, к которой они приурочены. В результате, расположенные вблизи разрабатываемых, новые залежи к началу их освоения могут иметь пластовое давление, пониженное по сравнению с начальным давлением в водонапорной системе. В одновозрастных отложениях также может наблюдаться взаимодействие разрабатываемых залежей, выражающееся в заметном несоответствии скорости снижения пластового давления темпам отбора газа.

Одно из важных последствий падения пластового давления — постепенное снижение дебита скважин в процессе их эксплуатации. В отличие от нефтяных скважин снижение дебита газовых скважин при падении давления происходит даже при сохранении постоянной депрессии на забое скважины. Это обусловлено нарушением линейного закона фильтрации вследствие весьма высоких скоростей движения газа в прискважинной зоне.

При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина превышения над ними геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойных зонах скважин. В результате ухудшаются коллекторские свойства пород и происходит некоторое снижение дебита скважин.

При сниженном пластовом давлении во избежание поглощений промывочной жидкости и других осложнений часто бывает необходимо изменить технологию вскрытия продуктивных пластов в бурящихся скважинах.

Одна из важных особенностей газовых залежей заключается в том, что вследствие высокой подвижности газа даже при больших размерах залежей каждая из них представляет собой единую газодинамическую систему, все части которой в процессе разработки в той или иной мере взаимодействуют. Это создает предпосылки для управления процессом разработки путем изменения отборов газа из различных частей залежи с целью перераспределения пластового давления в ее пределах и возможно большего замедления темпов его снижения.

Следующая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью газа, — высокие дебиты скважин, примерно на два порядка превышаю-212 щие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. Это позволяет обеспечивать достаточно высокие темпы разработки относительно небольшим количеством скважин, т.е. при намного меньшей плотности сеток скважин, чем для нефтяных залежей.

Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойного давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для увеличения продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин постепенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60 — 70 % извлекаемых запасов газа бурение скважин обычно прекращают.

По-разному решается вопрос об эксплуатации обводняющихся скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений. Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности вплоть до 95 — 99 %, после чего выводятся из работы. В результате из обводняющихся скважин отбираются большие объемы попутной воды. При разработке газовых залежей скважины, в которых появилась вода, выводятся из эксплуатации после относительно небольших отборов воды, с восполнением при необходимости действующего фонда скважин за счет бурения. Это связано с особенностями промыслового обустройства газовых месторождений.

Свои особенности имеет разработка газоконденсатных залежей. При отборе из залежей газа с использованием природных режимов пластов забойное давление в скважинах, а затем и пластовое давление падают ниже давления начала конденсации. В результате сначала в локальных прискважин-ных зонах, а затем и повсеместно в пласте начинаются фазовые переходы — часть конденсата выпадает из газа в виде жидкости, оседает в пустотах породы и частично остается в недрах, что обусловливает его потери и снижение коэффициента извлечения конденсата. Конденсат — ценнейшее сырье для нефтехимической промышленности. Поэтому для крупных по запасам газоконденсатных залежей, характеризующихся высоким содержанием конденсата, весьма актуальна проблема применения систем разработки, обеспечивающих поддержание пластового давления выше давления начала конденсации. В настоящее время считают возможным применение для этой цели методов нагнетания в пласт сухого газа или воды.

Более приемлем первый метод, при котором в пласт нагнетается освобожденный от конденсата газ, добываемый из той же залежи, в полном его объеме или частично, в зависимости от того, сколько нужно газа для поддержания пластового давления на заданном уровне. Такой технологический прием называют сайклинг-процессом. Закачку сухого газа в пласт необходимо проводить до тех пор, пока содержание конденсата в добываемом газе не снизится до минимально допустимого с экономической точки зрения. После этого нагнетание газа следует прекращать, нагнетательные скважины переводить в фонд добывающих и залежь разрабатывать как обычную газовую. Внедрение этого процесса сдерживается тем, что значительная часть сухого газа продолжительное время не будет использоваться в народном хозяйстве, а также техническими сложностями реализации процесса.

Важная особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей с малым содержанием конденсата при природных режимах заключается в том, что общее проектное количество добывающих скважин определяют исходя из необходимости обеспечения возможно более продолжительного периода эксплуатации с максимальным уровнем добычи газа.

Проблема достижения проектного коэффициента извлечения газа решается параллельно этим же количеством скважин. С началом падения добычи газа из залежи бурение скважин обычно прекращают. На нефтяных же залежах значительная часть проектных скважин предназначена главным образом для достижения проектного коэффициента извлечения нефти. Бурение таких скважин на участках, где выявлены целики нефти, осуществляется практически до конца разработки залежи.

Строение газовых залежей по сравнению с нефтяными в конечном счете освещается значительно меньшим количеством скважин. В связи с этим при изучении геологического строения залежей и запасов газа особенно важно использовать все возможные косвенные методы — гидродинамические, материального баланса и др.

На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки сильно влияет их геолого-промысловая характеристика.

Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следовательно, на характер снижения дебита скважин. В свою очередь, это определяет масштабы и сроки бурения дополнительных скважин. При прочих равных условиях при водогазонапорном режиме пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом режиме, с повышением активности законтурной области падение давления замедляется. Вместе с тем действие водонапорного режима приводит и к неблагоприятным последствиям. При неоднородности коллекторских свойств газоносных пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи в разных частях ее объема происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причиной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.

Следует отметить, что по сравнению с нефтяными залежами в газовых, при проявлении в них напора контурных вод, существуют условия для более неравномерного перемещения воды. Это связано с тем, что кондиционные пределы проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому объективно повышается неоднородность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результате создаются условия для весьма неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым для нее прослоям. В рассматриваемых условиях особо важное значение приобретает регулирование отборов газа по толщине продуктивных отложений с целью максимально возможного выравнивания скорости внедрения воды. Необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из работы) обводненных интервалов. Вместе с тем, как показывает опыт разработки, даже при высокой организации работ по управлению процессом разработки неравномерное перемещение воды, обусловленное неоднородностью пород, приводит к увеличению потерь газа в недрах.

В связи с разной степенью неоднородности продуктивных горизонтов значение коэффициента извлечения газа при водонапорном режиме колеблется в довольно широком диапазоне. На залежах с умеренной неоднородностью коллекторских свойств можно достичь высокого значения коэффициента извлечения, близкого к таковому при газовом режиме (0,9 — 0,95). При высокой геологической неоднородности конечный коэффициент извлечения газа остается намного меньшим.

Характер природного режима залежи и строение продуктивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади.

В условиях газового режима при умеренной неоднородности коллекторских свойств предпочтительнее равномерное размещение скважин на всей площади залежи. При неоднородном строении пластов, выражающемся в наличии в пределах залежи зон с высокой продуктивностью, целесообразно размещение скважин именно в этих зонах, т.е. неравномерное по площади. Если коллекторские свойства улучшаются в направлении к сводовой части залежи, размещать скважины целесообразно главным образом в наиболее повышенной части структуры.

При размещении скважин на газовой залежи с водогазонапорным режимом следует исходить из соображений обеспечения возможно более равномерного внедрения краевой воды в залежь. Поэтому задача размещения скважин должна решаться в сочетании с задачей вовлечения в процесс дренирования всей газонасыщенной толщины пород в скважинах. Выполнение этого условия в большей степени обеспечивает равномерная сетка размещения скважин.

Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сериями скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой четко выраженные единые гидродинамические системы, даже в случае большой толщины продуктивных отложений, достигающей нескольких сот метров, при газовом режиме можно разрабатывать одной серией скважин, т.е. как единый эксплуатационный объект. При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной толщине как при газовом, так и при водонапорном режиме целесообразнее выделять два-три объекта разработки. Такое решение обеспечивает большие возможности управления разработкой каждого из объектов. При сходности коллекторских свойств пластов в условиях пластового строения залежи и относительно небольшой суммарной толщины пластов по экономическим соображениям может оказаться целесообразным и объединение всех пластов в один эксплуатационный объект.

Возможен и такой вариант разбуривания, когда первую очередь скважин, необходимых для опытно-промышленной эксплуатации, бурят со вскрытием всех пластов, а в последующих уплотняющих скважинах пласты вскрывают выборочно. 216

Значительно влияет на системы разработки и обустройства газовых месторождений глубина залежей. При инфильтра-ционной природе пластового давления (а именно в этих условиях наиболее вероятно проявление активного водогазонапорного режима) глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления. Последнее же влияет на начальные дебиты скважин и на динамику добычи газа из залежи.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления влияние геологических факторов на выбор системы и на показатели разработки еще более увеличивается. Обоснование расположения нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса воздействия на газоконденсатную залежь во многом будут определяться теми же геологическими факторами, что и при нагнетании воды в нефтяную залежь, — размером залежи, ее тектоническим строением, коллекторскими свойствами пород, характером и степенью макро- и микронеоднородности и др. При небольших размерах залежи, значительных углах падения пород и отсутствии взаимодействия залежи с законтурной областью (залежь литологического типа с наличием "запечатывающего" слоя у ее основания) предпочтение может быть отдано варианту с размещением нагнетательных скважин во внутренней, а добывающих — во внешней части залежи. Этот вариант имеет следующие преимущества: направленность вытеснения более плотного пластового газа менее плотным сухим сверху вниз, что обеспечивает высокую эффективность процесса; отсутствие геологических предпосылок для оттеснения части пластового газа за пределы залежи.

При хорошей связи газоконденсатных залежей с водонапорной системой, особенно при пологом залегании пластов, большие преимущества имеет вариант с размещением нагнетательных скважин в периферийной части залежей, а добывающих — во внутренних частях залежей. Это обеспечивает условия для продолжительной безводной эксплуатации добывающих скважин. Повышение пластового давления в зоне расположения нагнетательных скважин резко снижает возможность внедрения в залежь контурной воды. Большая площадь газоносности служит благоприятной предпосылкой для равномерного размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади.

Газоконденсатные залежи с применением заводнения могут разрабатываться при высокой проницаемости пород-коллекторов, обеспечивающей достаточную приемистость нагнетательных скважин. На небольших залежах более целесообразно законтурное заводнение, на больших — внутри-контурное — площадное или с расположением нагнетательных скважин рядами.

Влияние геологической неоднородности пластов на разработку газоконденсатных залежей весьма существенно при использовании любого рабочего агента. При нагнетании сухого газа могут произойти преждевременные прорывы его к забоям добывающих скважин. Это снижает эффективность процесса извлечения конденсата из недр, приводит к увеличению его продолжительности и требует значительного суммарного объема закачиваемого газа. При заводнении из-за неоднородности пластов возможно опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям, преждевременное обводнение добывающих скважин.

Большое влияние на выбор системы разработки газовых и газоконденсатных залежей, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т.е. устойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойных зон пластов носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные породы — слабосце-ментированные и с легко разрушающимся глинистым цементом. Разрушение пород особенно активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента. Торможение этого процесса может быть обеспечено установкой в скважинах против дренируемых пластов специальных фильтров, проведением мероприятий по управлению процессом разработки для продления периода безводной эксплуатации скважин, ограничением дебита скважин. В последнем случае требуется соответствующее увеличение количества скважин для обеспечения заданной динамики добычи газа.

Как видно из изложенного, геологические факторы оказывают большое влияние на выбор системы и условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о возможных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени по сравнению с нефтяными влияют такие факторы, как заданный темп разработки месторождения, соответствующая ему скорость снижения пластового давления, требующийся комплекс промысловых сооружений и необходимые 218 сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.

Так же, как и по нефтяным месторождениям, рациональные системы разработки газовых месторождений, учитывающие весь комплекс факторов, обосновываются путем газогидродинамических расчетов нескольких вариантов разработки, наиболее полно учитывающих геолого-промысловую характеристику месторождения, и выбора оптимального варианта по результатам сравнения их технико-экономических показателей. Эти вопросы рассматриваются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений".

Глава X

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

§ 1. ВЫДЕЛЕНИЕ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

Эксплуатационным объектом, или объектом разработки, называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геоло-го-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

При наличии в разрезе месторождения одного продуктивного пласта залежь нефти является единственным объектом разработки. В этом случае и месторождение, и эксплуатационный объект называют однопластовым.

На многопластовых месторождениях до 40-х годов каждый продуктивный пласт обычно служил объектом разработки — базисным или возвратным. Базисные объекты разрабатывались определенными системами пробуренных на них скважин. Возвратные продолжительное время находились в консервации и затем вводились в разработку скважинами, выполнявшими свое назначение по базисному объекту.

При внедрении заводнения, позволяющего управлять п ро-цессом разработки, стало правилом на многопластовом месторождении выделять не только однопластовые эксплуатационные объекты, но и объекты, состоящие из двух-трех пластов и иногда более. При этом понятие "возвратный объект" ушло в прошлое. При выделении на месторождении нескольких объектов разработки на каждый из них, как правило, проектируется самостоятельная система скважин.

Решение вопроса о рациональном группировании пластов в эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении связано с определенными трудностями, так как в ряде случаев могут быть предложены разные варианты. В то же время каждый вариант имеет положительные и отрицательные моменты. Решение о выделении минимального количества объектов (т.е. о расчленении на крупные объекты) позволяет разрабатывать месторождение меньшим количеством скважин и тем самым обеспечивать весомую экономию капитальных вложений. Однако при этом суммарная продуктивность скважин может оказаться несколько меньшей, чем сумма значений продуктивности пластов при их раздельной разработке, затрудняется управление процессом разработки. Так, при наличии в разрезе месторождения четырех примерно одинаковых продуктивных пластов могут быть рассмотрены следующие варианты: выделение каждого пласта в самостоятельный объект (рис. 61, а), выделение двух двухплас-

Рис. 61. Варианты выделения эксплуатационных объектов при наличии четырех продуктивных пластов:

а — четыре однопластовых объекта; б — два двухпластовых объекта; в— один четырЪхпластовый объект; г — один четырехпластовый объект с раздельным нагнетанием воды в пласты. 1 — пласт-коллектор; 2 — интервал перфорации; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

товых объектов (рис. 61, б), объединение всех пластов в один объект (рис. 61, ,). При значительной неоднородности пластов-коллекторов и существенных различиях их толщины и проницаемости количество возможных вариантов может быть увеличено (например, объединение в один объект двух средних пластов, в другой — верхнего и нижнего пластов; выделение однопластового и трехпластового объектов). Могут быть выбраны также промежуточные варианты, при которых в добывающих скважинах продуктивные пласты перфорируют совместно, а нагнетание воды проводят раздельно в пары пластов (см. рис. 69, ,,) или даже в каждый пласт в отдельности. Таким образом, выделение объектов разработки является оптимизационной задачей.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-физические особенности, как благоприятствующие, так и препятствующие объединению пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

При выделении объектов разработки, состоящих из нескольких пластов, необходимо, чтобы выполнялись следующие геологические требования:

объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопределяет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.;

природные режимы пластов должны быть одинаковыми; пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин и т.д.;

желательно, чтобы пласты мало различались по проницаемости и неоднородности, что способствует приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов при общем забойном давлении;

между выделяемыми эксплуатационными объектами должны иметься надежные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами;

вязкость нефти в пластовых условиях должна быть в объединяемых пластах одинаковой, что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти;

нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества во избежание смеси нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки (например, нельзя объединять пласты с сернистой и бессернистой нефтью);

эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин.

Для некоторых месторождений учета геологических требований оказывается достаточно для решения вопроса о выделении объектов разработки. В случаях, когда этого недостаточно, выполняют второй этап исследований:

оценку динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов — по каждому объекту в отдельности и по месторождению в целом;

оценку общего количества скважин, добычи нефти и объемов отбираемой воды;

расчет по вариантам экономических показателей — в соответствии с требованиями рыночной экономики;

выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти по месторождению при наибольшем экономическом эффекте и лучшем использовании недр.

Расчеты технологических и экономических показателей разных вариантов проводят с учетом понижающего влияния объединения высокопродуктивных пластов на коэффициент продуктивности скважин. В качестве количественного показателя для оценки последствий объединения пластов в объекты в разном сочетании В.Г. Каналин и другие исследователи рекомендуют использовать коэффициент продуктивности скважин. На величину этого коэффициента влияют количество пластов, объединяемых в эксплуатационный объект, и степень различия в геолого-промысловых характеристиках пластов. Значения коэффициентов продуктивности пластов при раздельной их эксплуатации определяют по соответствующим параметрам этих пластов.

На выбор оптимального варианта выделения объекта заметное влияние может оказывать глубина залегания продуктивных пластов. Поскольку при большой глубине резко возрастает стоимость бурения скважин, оптимальному варианту при большой глубине может соответствовать меньшее количество выделяемых объектов, чем при прочих равных условиях, но при небольшой глубине. На выбор объектов могут оказывать влияние также другие условия освоения месторож-222 дения (расположение месторождения в пределах шельфа, в сложных поверхностных условиях и др.).

Опыт разработки многопластовых высокопродуктивных месторождений и развитие теории проектирования разработки позволяют все более обоснованно подходить к выделению эксплуатационных объектов на новых месторождениях и вносить коррективы в ранее принятые решения по уже разрабатываемым месторождениям. В целом развитие представлений по этому вопросу показало, что мнение специалистов о возможности выделения на высокопродуктивных месторождениях крупных многопластовых объектов разработки, господствовавшее в 40 —60-х годах, было излишне оптимистичным. Если раньше часто принимались решения о выделении эксплуатационных объектов с суммарной нефтенасыщенной толщиной до 40 — 50 м и более, содержащих до 5—10 и более пластов различной толщины, то в настоящее время обычно выделяют объекты с толщиной не более 20 — 30 м и с меньшим количеством пластов. На целом ряде месторождений страны, где вначале были выделены чрезмерно крупные объекты, что привело к недостаточно полному и активному включению их в разработку, позже пришлось бурить значительное количество скважин с раздельным вскрытием верхней и нижней (а иногда верхней, средней и нижней) частей первоначального объекта.

Так, на месторождении Узень сначала в качестве единого эксплуатационного объекта разработки были разбурены многопластовые горизонты XIII и XIV. Позже было пробурено большое количество скважин раздельно на каждый горизонт. Аналогично были разукрупнены некоторые объекты на ряде месторождений Западной Сибири — Самотлорском, Усть-Балыкском и др. На Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения корректировка первоначального решения выполнена иначе. Здесь на первом этапе для совместной разработки были объединены все семь пластов горизонта Д₁. Впоследствии общее количество скважин на площади было увеличено, при этом в каждой новой скважине перфорировались те пласты, которые должным образом не участвовали в разработке на данном участке площади.

При разработке многопластового месторождения проектные решения по системам разработки каждого из эксплуатационных объектов должны приниматься с учетом наличия других объектов. Так, при сравнительно небольшой разнице в глубинах залегания пластов проектные скважины всех объектов целесообразно бурить до подошвы самого нижнего пласта. Это дает возможность на поздних стадиях разработки переводить обводнившиеся скважины одного объекта на другой и таким образом улучшить их выработку. При этом появляется также возможность контроля за выработкой пластов (неперфориро-ванных) одного объекта в скважинах другого нейтронными методами. Скважины одного объекта следует располагать со смещением на площади относительно скважин другого объекта.

При проектировании систем разработки соседних по разрезу объектов необходимо принимать во внимание, что наличие между ними непроницаемого раздела не исключает случаев перетока жидкости между объектами на локальных участках, где этот раздел отсутствует, а также по заколонному пространству скважин с некачественным цементированием. Перетоки наиболее возможны на участках, где между соседними объектами создаются большие перепады давления. Для предотвращения перетоков рекомендуется располагать территориально в одних местах ряды нагнетательных и ряды добывающих скважин соседних объектов. При этом области высокого давления (зоны нагнетания воды) и области низкого давления (зоны отбора) соседних объектов будут совмещены в плане и значения пластового давления в эксплуатационных объектах в каждой точке месторождения будут различаться незначительно (рис. 62, а). В таких условиях перетоки жидкости между объектами практически исключаются. При несоблюдении этой рекомендации области высокого давления одного объекта могут оказаться совмещенными в плане с областями низкого давления другого объекта (рис. 62, б). Предпосылки для перетоков жидкости из нижнего объекта в верхний возникают на участках, где расположены ряды нагнетательных скважин нижнего объекта, а из верхнего в нижний — на участках, где расположены нагнетательные скважины верхнего объекта.

Из-за отсутствия опыта разработки в начале применения заводнения и несоблюдения рекомендуемых условий перетоки жидкости между объектами были допущены на ряде участков первых разрабатываемых с заводнением месторождений — Туймазинском, Шкаповском и др. Для прекращения перетоков потребовалось проведение ряда трудоемких технологических мероприятий.

При выделении в разрезе месторождения двух или нескольких эксплуатационных объектов в проектном документе устанавливают последовательность их освоения. Следует различать три возможные ситуации в зависимости от сравнительной продуктивности объектов.

Рис. 62. Профили пластового давления р_пл эксплуатационных объектов I и II при разном размещении нагнетательных и добывающих скважин:

а — зоны нагнетания и зоны отборов по объектам совмещены в плане; б — зоны нагнетания одного объекта совпадают с зонами отборов другого. Скважины соответственно I и II объектов: 1, 2 — нагнетательные, 3,    4    —

добывающие; 5 — участки с р _пл11 > р_пл1, где возможны перетоки жидкости из нижнего объекта II в верхний объект I; 6 — участки с р_пл j > p_пл1 j, где возможны перетоки жидкости из верхнего объекта I в нижний объект II

При разработке многопластовых месторождений с низкой продуктивностью всех пластов (такие месторождения в последнее время нередко вводятся в разработку) выделение нескольких объектов разработки не обеспечивает достаточно высоких дебитов скважин и оказывается нерентабельным. По таким месторождениям целесообразно более решительно идти на объединение пластов в объекты разработки. При этом необходимо изыскивать надежные способы раздельного определения показателей работы (дебитов, обводненности, давления и др.) каждого из пластов, методы изоляции пластов, обводняющихся ранее других.

При разработке залежей нефти, приуроченных к крупным карбонатным массивам толщиной в несколько сотен метров, обычно трещиноватым, практикуют условное расчленение их на этажи разработки с последовательной выработкой их снизу вверх — единой серией скважин или бурением самостоятельных скважин на каждый из этажей (в последнем случае фактически выделяется несколько объектов разработки).

§ 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ

Применяемые основные виды заводнения приведены на рис. 63. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений и др.

Ниже приводятся краткая характеристика различных видов заводнения и геологические условия, для которых они в основном могут рекомендоваться.

Законтурное заводнение. При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта (рис. 63), по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4 — 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 —0,5 мкм¹⁵ и более), сравнительно од-226

Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением.

Контуры    нефтеносности:

1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4    —    доб ываю-

щие

ЕЭ* ЕЗ² ED* EZ>

нородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщ а-емости залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях получены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60 — 65 %). Добы-вающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразнее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

Законтурное заводнение успешно применено при разработке залежей нефти горизонта Д₁ Бавлинского месторождения в Татарии, пласта Д₁₁ Туймазинского месторождения в Башкирии, пластов Б₂ + Б₃ Стрельненского месторождения в Самарской области, пласта Б₁ Жирновского месторождения в

Волгоградской области, пласта Д _3-1 Соколовского месторождения в Саратовской области и других залежей.

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого неф-теизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному.

Приконтурное заводнение исследовано при разработке залежей пласта Д ₂    Соколовского месторождения в Саратов

ской области, пласта XIV месторождения Горское и верхнемелового горизонта месторождения Хаян-Корт в Грозненском районе, горизонта XIV месторождения Кулсары в Эм-бенском нефтеносном районе и др.

Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с прикон-турным заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63 скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

После обводнения промежуточных нагнетательных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Выделяют подвиды этого вида заводнения — разрезание на площади и блоковое.

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т.д.).

Так, при весьма большой площади нефтеносности многопластового эксплуатационного объекта и общем для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов и соответственно нефтенасыщенная толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реализовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое преимущество такой системы разработки — возможность начинать разработку крупного объекта с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Но применение такого способа возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем его пластам.

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65). При "круговой” форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66). В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечивается большее влияние на них закачки воды. При ином направлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетания воды.

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Решение этого вопроса диктуется необходимостью обеспечивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос повышает активность системы заводнения, благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока, что позволяет частично компенсировать пониженную продуктив-

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63

Рис. 66. Система разработки крупной "круговой" нефтяной залежи с блоковым заводнением.

Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 — высокими, 2 — низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

ность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль "стягивающего”. При повышенной ширине блоков (3,5 — 4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,5 — 3 км) — три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3.

Систему с узкими блоками и трехрядным размещением скважин можно применить и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости разработки его высокими темпами или с целью обеспечения продолжительного периода фонтанной эксплуатации при больших трудностях перевода скважин на механизированный способ подъема жидкости, а также в некоторых других случаях.

На залежах с широкими водонефтяными зонами всю систему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее частей с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 — 4 м). В некоторых случаях при монолитном строении высокопроницаемых пластов более успешным может быть вариант с комбинированным заводнением, при котором периферийная неразбуренная зона может быть расширена вплоть до изопахиты нефтенасыщенной толщины 5 — 6 м. При этом система разработки с разрезанием залежи, распространенная до этой изопахиты, сочетается с законтурным заводнением, за счет которого в указанных условиях может быть обеспечено вытеснение нефти из неразбуренной периферийной зоны к разбуренной основной части.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Разрезание нефтяных залежей на блоки нашло широкое применение практически во всех нефтедобывающих районах страны — в Самарской области (месторождения Муханов-ское, Кулешовское, Покровское и др.), Арланское месторождение в Башкирии. Большинство месторождений Западной Сибири также разрабатываются с применением блокового заводнения, в том числе Самотлорское, Федоровское, Западно-Сургутское, Правдинское и др.

Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов с умеренной неоднородностью строения — при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007 — 0,1 мПа-с, при вязкости пластовой нефти до

15 — 20 мПа-с.

На раннем этапе внедрения заводнения для залежей с умеренными площадями нефтеносности рекомендовалось так 232 называемое сводовое заводнение. При нем предусматривалось расположение нагнетательных скважин в сводовых частях залежей — в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной форме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.

Этот вид заводнения себя не оправдал и впоследствии широкого применения не нашел. Это обусловлено нецелесообразностью искусственного обводнения чисто нефтяной, лучшей по продуктивности центральной части залежи при расположении рядов добывающих скважин в менее продуктивных частях, в том числе и в природной водонефтяной зоне.

Площадное заводнение — также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной — нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными (при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов) и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой — 0,5, обращенной — 2; для девятиточечной прямой — 0,33, обращенной — 3; для ячеистой — 4 — 6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67. Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением.

Формы сетки скважин: а — пятиточечная, б — семиточечная обращенная, в — девятиточечная обращенная, г— ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63

при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью. Такие системы, так же как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, можно применять и для высокопродуктивных объ-ектов при необходимости получения высоких уровней добы-чи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизированной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа.

Специалистами объединения "Удмуртнефть” доказана целесообразность применения для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, площадной системы заводнения, названной ими ячеистой (рис. 67, г). При разработке таких залежей коллек-

тор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных, в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления,    —    как    трещинно-поровый.

Приемистость нагнетательных скважин резко возрастает после создания возле них искусственных водонасыщенных зон. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем обусловливает низкий уровень добычи при большом объеме закачиваемой в пласт воды, намного превышающем объем отбираемой из пласта жидкости.

Ячеистая система обеспечивает резкое увеличение отношения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6 : 1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Это способствует соответствию объемов нагнетаемой воды и добываемой жидкости, замедляет обводнение добывающих скважин.

Системам разработки с площадным заводнением свойственны и негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.

В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,4 — 0,45.

Площадное заводнение в различных модификациях нашло применение на месторождении Чутыр-Киенгопском и других в Удмуртии (пласт А₄), Октябрьском (пласт XX) в Грозненском районе, на многих малопродуктивных залежах месторождений Западной Сибири и Волго-Урала.

Избирательное заводнение — разновидность внутрикон-турного заводнения — предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68). При составлении первого проектного документа на разработку местоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений. Избирательное заводнение применяется при разработке некоторых периферийных площадей девонской залежи нефти и залежей в каменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения в Татарии, в бо-бриковском горизонте Краснохолмской группы месторождений в Башкирии, на ряде месторождений других районов.

Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже

Рис. 68. Система разработки с избирательным заводнением.

Зоны пласта с проницаемостью: 1 — в ысокой, 2    —

низкой; остальные условные обозначения см. на рис. 63 выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.

Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию основных систем разработки с заводнением.

Головное заводнение. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтур-ного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с другими его видами или с использованием энергии напора пластовых вод.

С применением барьерного заводнения разрабатывают ряд нефтегазовых залежей в Волгоградской области (Бах-метьевское, пласт Б₁ и др.), Западной Сибири (залежи в пластах группы А Самотлорского месторождения) и других районах.

Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т.д. Из числа возможных вариантов, обоснованных геологически, оптимальный вариант выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

§ 3. СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин — важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин — одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное раз-буривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту (плотность) — с учетом средних параметров объекта. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом в количестве 10 — 50 %, а иногда и более от количества скважин основного фонда. Местоположение резервных скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Впоследствии места заложения резервных скважин устанавливают по данным основного фонда скважин на основе большого объема геолого-промысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. На объектах, на которых в процессе 238 разработки происходит стягивание контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), наиболее долго находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годовых уровней добычи нефти из объекта. В результате бурения скважин основного и резервного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная (с различными расстояниями между скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки.

Многообразие геологических особенностей эксплуатационных объектов обусловливает применение различных сеток скважин основного фонда. Они различаются по характеру размещения скважин, по форме сетки, по постоянству расстояний между скважинами, по плотности.

По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные. Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т.е. при низкой проницаемости или высокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, представляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемые водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки (рис. 69). В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых методов воздействия на пласт, которые применяют для малопродуктивных залежей. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки по мере более углубленного изучения объектов, изменять размещение нагнетательных скважин или увеличивать их количество, повсеместно или выборочно уплотнять сетку, осуществлять регулирование разработки путем периодического изменения направления потоков жидкости в пластах и т.д.

Равномерно-переменными называют сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в

Рис. 69. Равномерная сетка скважин.

Заводнение: а — площадное, б — с разрезанием залежи на блоки. Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — добывающие; 7_скв — расстояние между скважинами

рядах (рис. 70). Расстояние между рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может равняться расстоянию между рядами добывающих скважин или быть несколько большим. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. Такое расположение скважин возможно и целесообразно на залежах пластового типа, которые, благодаря высокой продуктивности и относительно однородному строению, могут разрабатываться на природных режимах вытеснения нефти водой или в сочетании с теми видами заводнения, при которых нагнетательные скважины располагаются рядами (законтурное, приконтурное, разрезание на широкие блоки).

В последние годы применяется ячеистое равномерно-переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкости пластовой нефти (см. рис. 67, „).

При расположении скважин рядами различают ряды замкнутые и незамкнутые. Замкнутыми называют ряды, которые имеют вид колец, обычно неправильной формы, примерно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разработки. Замкнутыми рядами добывающие скважины располагают на залежах пластово-сводового типа и в условиях реализации систем разработки, при которых происходит стягива-

Рис. 70. Равномерно-переменная сетка скважин.

Расстояния между скважинами: 1_скв._д — добывающими, 1_скв._н — нагнетательными; 1_р — расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин; 1_рд — расстояние между рядами добывающих скважин

ние естественных контуров нефтеносности (системы с использованием природного напора вод и с законтурным и приконтурным заполнением). Такую форму рядов применяют также на площадях округлой формы, выделенных в пределах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки.

Незамкнутыми называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности. Сюда же относят ряды, параллельные контуры нефтеносности, на залежах, тектонически или литологически экранированных (рис. 71). В таких случаях ряды будут изогнутыми.

При расположении скважин рядами оптимальное количество рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эффективное воздействие не более чем на три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны. Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин обычно располагают не более двух замкнутых рядов добывающих скважин и в центральной части залежи (площади) — один незамкнутый ряд, к которому на поздних стадиях разработки будет стягиваться

Рис. 71. Незамкнутые ряды добывающих скважин:

1    — дизъюнктивное нарушение; контуры нефтеносности:

2    — внешний, 3 — внутренний; 4 — добывающие скважины: I, II, III, IV — ряды скважин

контур нефтеносности. Между незамкнутыми разрезающими рядами обычно размещают пять или три незамкнутых ряда добывающих скважин.

При линейном расположении скважин по постоянству расстояний между скважинами различают сетки с постоянными расстояниями, когда повсеместно сохраняются расстояния между рядами и между скважинами в рядах, и сетки с уплотнением к центру площади, когда названные расстояния сокращаются в этом направлении. Чаще проектируют сетку первого вида. Постепенное уменьшение расстояний между рядами и между скважинами в рядах основной сетки может быть предусмотрено при резком увеличении нефтенасыщенной толщины пластов к центру залежи (площади). Такое явление характерно, например, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту. В некоторых случаях, когда точно известно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду располагают более плотно, чем во внешних рядах.

На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на разных их участках может быть принято различное размещение скважин, например в чисто нефтяной зоне — рядами, в водонефтяной или подгазовой — по равномерной сетке.

По форме равномерные сетки скважин основного фонда подразделяются на треугольную и квадратную (рис. 72). Треугольную сетку применяют при равномерном размещении скважин рядами, т.е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении (см. рис. 67, ,). Квадратную сетку проектируют при пятиточечном, девятиточечном (см. рис. 67, б, „) и часто при избирательном заводнении (см. рис. 68).

Скважины в равномерно-переменных сетках располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке залежей.

К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями в (м) между скважинами и между рядами, а также удельной — 5_осн на одну скважину (га/скв.).

При равномерных сетках расстояния между скважинами одинаковые — 1_скв, при этом площадь квадратной сетки 5_осн =

= ¹с²_кв, ^при треу^г°л^ьн°^й - ?_ОСн = ¹_С²_КВ^/1,°⁷5.

Равномерно-переменные сетки (см. рис. 70) характеризуются следующими расстояниями: 1_сквд — расстояние между добывающими скважинами в рядах; 1_{р д} — расстояние между рядами добывающих скважин; 1_рн-д — расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым (внешним) рядом добывающих скважин; 1_скв._н — расстояние между нагнетательными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами одинаковы, что бывает очень часто, сетка характеризуется тремя расстояниями: 1_сквд х 1_{р д} х 1_{р н -д} (например, 500x600x700 м).

Очень часто дают характеристику плотности сетки до бы -вающих скважин, указывая расстояние между рядами добы-вающих скважин и между скважинами в рядах.

Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин. В разных геологических условиях применены следующие плотности основной сетки добывающих скважин.

Рис. 72. Формы равномер ных сеток скважин.

Сетки скважин: а — квад ратная, б — треугольная; 1 — расстояние между скважи нами

Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллекторов более 0,4 — 0,5 мкм², при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 — 25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с пониженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15 — 20) даже при высокой проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неоднородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разрушения и т.д.

На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно:    весьма

редкие, редкие, средние, плотные.

На выбор плотности сетки скважин может существенно влиять глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться сетки, более разреженные по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких 244 случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают, особенно по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой.

Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей неоднородности его строения.

Для оценки полной плотности сетки скважин применяются несколько показателей:

1) средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки

5о₆щ ^/(^N д + ^N н);

S

общ.д+н

(Х.1)

2) средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом

(Х.2)

3) средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта

^г.р /(д + Nн);

(Х.3)

4) средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора

(Х.4)

В приведенных выражениях использованы следующие условные обозначения: Б_общ — площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах; Б_тр — площадь в границах разбуривания объекта; Б_зо — площадь зоны отбора, определяемая при законтурном или приконтурном заводнении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; N — количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд + резервные); N_н — количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд + резервные).

Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора Б_зод определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение показателя Б_з._од с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин 5_оснд позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин в результате бурения скважин резервного фонда.

Показатели плотности сетки 5_о6щд+_н и 5_о6щд характеризуют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуатационного объекта. Обычно некоторые части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной толщиной, малопродуктивные участки и др.). Значения ^щ.д+н и 5_г.р.д+н, так же как значения 5_о6щд и Б_зод близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно 5_о6щд+_н >    5_грд+_н и

^_об_щд+_н > ^_зод, причем разница между ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.

Наряду с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:

^Од+н = °извл ^/(^N д + ^N н)^;

Од = °извл ^{/ N}„

где О_д+_н и О_д — удельные запасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете добывающих скважин; N_H:jai — начальные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.

Действующие в настоящее время системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значений в основном в пределах 30 — 300 тыс. т/скв. Этот показатель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная характеристика объекта, позволяющая применять сетку меньшей плотности.

Все сказанное выше о сетках скважин нефтяных эксплуатационных объектов относится к системам разработки, с разбуриванием залежей вертикальными или наклонно направленными скважинами. В последние годы все более широкое применение находят горизонтальные скважины с длиной горизонтальных стволов, создаваемых в пределах продуктивного горизонта, до 500 — 600 м. Строительство и эксплуатация таких скважин представляет ряд трудностей — затруднены перфорация, геофизические исследования, изоляция обводненных частей горизонта и др. Вместе с тем при удачной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3 — 5 раз превышать дебит вертикальных скважин. Объектами, благоприятными для бурения горизонтальных скважин, могут быть залежи или их части с небольшой нефтенасыщенной толщиной пластов — низкопроницаемые неоднородные пласты малой толщины, зоны над водонефтяным или под газонефтяным контактом, залежи на площадях с затрудненными условиями разбуривания и т.д.

Горизонтальные скважины можно применять для разбуривания объекта в целом или в сочетании с вертикальными скважинами. При дальнейшем развитии этого направления решение вопросов о расположении горизонтальных скважин во многом будет базироваться на огромном опыте разработки залежей вертикальными скважинами.

§ 4. ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ

Темпы разработки нефтяного эксплуатационного объекта зависят от градиента давления в пластах Ар:

Ар = Ар / L,    (Х.6)

где Ар = р_плн — р_за6д — перепад давления между контуром питания и зоной отбора; р_плн — пластовое давление на контуре питания (при заводнении — в месте нагнетания воды); р_за6д — забойное давление в добывающих скважинах; L — расстояние между контуром питания и зоной отбора.

Увеличение градиента давления достигается как уменьшением величины L путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин.

Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целесообразным поддерживать на 10 — 20 % выше начального пластового. При площадном заводнении, применяемом на менее продуктивных скважинах, оно в нагнетаемых скважинах может быть и более высоким.

Это способствует увеличению годовой добычи нефти и более полному включению объема залежи в процесс разработки. Необходимое пластовое давление в зонах нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устьях нагнетательных скважин при закачке воды. Эффективность повышения давления нагнетания можно видеть на примере горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения. Здесь сначала давление на устье нагнетательных скважин составляло 10 МПа, затем его увеличили до 15—16 МПа. В результате пластовое давление на линиях нагнетания возросло в среднем до 20 МПа при начальном 17,5 МПа. Эффективность такого повышения выразилась в увеличении приемистости скважин в 3 — 4 раза и возрастании толщины пластов, принимающих воду, почти в 2 раза. Эффект складывается из увеличения приемистости интервалов, ранее принимавших воду, возрастания работающей толщины этих интервалов, включения в работу новых интервалов, которые ранее воды не принимали (рис. 73).

Полученная дополнительная добыча нефти экономически эффективна, поскольку повышение давления нагнетания требует относительно небольших капитальных затрат и дает быстрые результаты.

Повышение давления нагнетания имеет геологические ограничения. Превышение давления нагнетания над давлением, при котором происходит гидроразрыв пласта, может привести к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добы -вающим скважинам по образующимся трещинам. При закон-

Рис. 73. Приемистость пластов W в нагнетательной скв. 904 Ромашкинского месторождения.

Давление нагнетания воды, МПа: а — 11, б — 19; кривые электрокаротажа: 1 — ПС, 2 — КС; 3 — интервалы перфорации

турном заводнении при высоком давлении нагнетания значительная часть закачиваемой воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область пласта. Возрастает также вероятность перетока воды из разрабатываемого горизонта в соседние по разрезу продуктивные или водоносные горизонты с меньшим пластовым давлением.

Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем массового перевода скважин на механизированный способ эксплуатации. По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизированную эксплуатацию скважин применяют с самого начала разработки. Высоко- и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время (до появления значительной доли воды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации скважин. В 1956 г. А.П. Крыловым научно обоснована целесообразность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью.

Эффективность снижения забойного давления также можно проиллюстрировать на примере горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения. По этому горизонту фонтанирование безводных скважин прекращалось при снижении забойного давления до 11,5 МПа. По мере обводнения продукции скважин забойное давление, при котором прекращается фонтанирование, возрастает до 16 МПа. В среднем в период работы фонда скважин фонтанным способом забойное давление составляет 12,5—13 МПа. Давление насыщения нефти газом в среднем 9 МПа. Перевод на механизированный способ эксплуатации со снижением забойного давления до давления насыщения обеспечивает дополнительное увеличение депрессии на забое скважин в среднем на 3,5 — 4 МПа. В таком случае, по расчетам ТатНИПИнефти, за 20 лет после перехода на механизированную эксплуатацию (если этот переход осуществлен на ранних стадиях разработки) дополнительная добыча составит 10—11 % суммарной добычи.

При дальнейшем снижении забойного давления в эксплуатационных скважинах следует учитывать интерференцию скважин. Как показали исследования В.Д. Лысенко и

Э.Д. Мухарского, на механизированную эксплуатацию необходимо переводить не только отдельные скважины, не способные фонтанировать, но и все (или почти все) остальные скважины объекта разработки или его крупного участка, в том числе и устойчиво фонтанирующие. В противном случае механизированная эксплуатация ранее простаивавших скважин приведет к снижению дебита фонтанирующих, и в целом по объекту значительного прироста добычи не будет получено.

При неоднородном по разрезу строении эксплуатационного объекта снижение давления на забое добывающих скважин способствует и увеличению нефтеотдачи пластов, так как при этом обеспечивается включение в работу прослоев и пластов с пониженной проницаемостью.

С экономической точки зрения увеличение перепада давления путем снижения забойного давления менее эффективно, чем повышение давления нагнетания, так как перевод скважин на механизированную эксплуатацию — процесс более капиталоемкий. Тем не менее такой подход приносит значительный экономический эффект.

При определении допустимых минимальных значений забойного давления в добывающих скважинах следует учитывать геологические и другие ограничения. Снижение его допустимо по разным залежам лишь на 10 — 20 % от значения давления насыщения. При большем снижении разгазирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи вследствие интенсивного развития режима растворенного газа. При слабой цементации породы-коллектора, при наличии обширных водонефтяных или подгазовых зон необходимо обосновывать предельную величину забойного давления, при которой не происходит значительного выноса песка или ко-нусообразования.

Необходимый перепад давления между областями питания и отбора и определяющие его давления на линии питания и в зоне отбора обосновывают по каждому эксплуатационному объекту с учетом его геолого-промысловой характеристики.

При низкой продуктивности залежей возрастает необходимость создания более высоких градиентов давления для обеспечения достаточно высоких уровней добычи нефти и соответственно необходимость все более полного использования геолого-технических возможностей применения высокого давления нагнетания воды и эксплуатации добывающих скважин при низком забойном давлении.

ФОНД СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

§ 1. ФОНД СКВАЖИН РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения информации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам — по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуатацию и т.д.

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы и основным признакам.

По своему назначению скважины подразделяются на следующие основные группы:    добывающие, нагнетательные,

специальные, вспомогательные.

Добывающие скважины по большинству объектов составляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы — оценочные и контрольные скважины.

Оценочные скважины используются для оценки нефтега-зонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефте-газонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины.

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины сначала располагали за контуром нефтеносности, по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. Позднее в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов — за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщеннос-ти пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с непер-форированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Для изучения процессов, протекающих в пластах, радиоактивными методами ГИС наряду со специальными скважинами широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины — добы-252

вающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной — для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, необходимых для наблюдательных скважин.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично — из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважину можно использовать в качестве пьезометрической.

К числу вспомогательных скважин на месторождении относят водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные — это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов (см. главу XVIII).

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда — старые и новые. Выделение этих категорий используется при составлении отчетности по добыче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на предстоящий год и на более продолжительные периоды (см. главу XVII).

К категории старых относят скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года, в том числе:

скважины, перешедшие с прошлого года, т.е. те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде;

скважины, восстановленные из бездействия, т.е. старые скважины, которые в прошлые годы давали нефть (газ), но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января текущего года числились в бездействии или вообще бы -ли исключены из эксплуатационного фонда и числились в других группах скважин.

К категории новых относят скважины, которые в отчетном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а также скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

В течение отчетного года скважину из одной категории в другую не переводят, хотя в течение года она может побывать в разных группах эксплуатационного фонда или перейти из него в другие группы скважин.

§ 2. СКВАЖИНЫ С РАЗНОЙ ОЧЕРЕДНОСТЬЮ БУРЕНИЯ

Первую очередь скважин на залежах нефти и газа составляют разведочные скважины, которые после окончания разведки переводят в основном в добывающие и частично — в нагнетательные.

Нефтяные залежи небольших размеров могут на 1—2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки. На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими эксплуатационными. Эксплуатация разведочных и опережающих скважин, освоение под закачку воды двух-трех скважин позволяют уточнить представления о режиме залежи, продуктивности и приемистости скважин, устойчивости пластов-коллекторов против разрушения, характере обводнения скважин и др.

При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом, создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

Последующее бурение осуществляют в соответствии с технологической схемой и затем — с проектом разработки. Как показано в § 3 главы X, проектным документом на разработку предусматриваются основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда.

При резкой макронеоднородности, переходящей в прерывистость пластов-коллекторов со сложной конфигурацией границ их распространения по площади, а также при ослож-ненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов и в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от "известного к неизвестному". При этом, опережая главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно (с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. На многопластовом месторождении "сухие" скважины переводят на другие эксплуатационные объекты. При наличии на месторождении одного объекта их ликвидируют без спуска эксплуатационных колонн.

Разбуривание газового месторождения осуществляют в несколько ином порядке. Первую очередь добывающих скважин составляют разведочные скважины. По небольшим объектам их количество иногда оказывается достаточным для обеспечения установленного максимального уровня добычи газа. По средним и крупным месторождениям вслед за разведочными бурят первую очередь добывающих скважин, необходимых для выхода на максимальный уровень добычи. Затем в течение второй стадии разработки бурят дополнительные скважины для поддержания достигнутого максимального уровня добычи, что необходимо в связи с падением дебита и выключением из работы ранее пробуренных обводнившихся скважин.

§ 3. УЧЕТ ИЗМЕНЕНИЙ ФОНДА СКВАЖИН

Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на I и II стадиях разработки, а иногда и на III стадии оно постепенно возрастает, на IV — уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает.

Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время нагнетательные скважины используют в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины продолжают использовать в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. После обводнения промежуточные скважины также осваивают под закачку воды, т.е. переводят в группу нагнетательных. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные.

Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но часть их может быть в ремонте или простаивать по различным причинам.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала и года по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет "Фонд скважин" (табл. 8). В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала. Отчет на конец 256

Форма отчега "Фонд скважин”

четвертого квартала характеризует фонд на конец года. Отчеты составляют раздельно для фонда нефтяных и газовых скважин.

В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.

Эксплуатационный фонд — основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а также скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции.

К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

скважины, дающие нефть (газ) на конец последнего дня

отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на накоплении жидкости при периодической эксплуатации):

скважины, которые в последнем месяце квартала дали продукцию даже в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

К бездействующим относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода, в том числе:

выбывшие из действующих в отчетном году, т.е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);

выбывшие из действующих в предыдущие годы, т.е. остановленные до 1 декабря предыдущего года.

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения

после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и других, если ранее они никогда продукции не давали.

Другие группы скважин, указываемые в отчете, соответствуют показанным в § 1 настоящей главы группам скважин, не предназначенных и не используемых для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы специальных и вспомогательных входят все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин отдельно выделяют действующие скважины, которые определяются по тому же принципу, что и действующие добывающие скважины, с тем отличием, что их действие связано с закачкой воды или другого рабочего агента.

В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации, ликвидированные после эксплуатации и ликвидированные после бурения. Находящиеся в консервации — это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.

Находящиеся в ожидании ликвидации — это скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы.

Ликвидированные — это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены. Ликвидированные после эксплуатации — скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях; ликвидированные после бурения — скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

etMT 3

ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЕСЯ ПРИ РЕГЕНЕРАЦИИ АБСОРБЕНТА В ПРОЦЕССАХ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ И ОЧИСТКИ ГАЗА

3.1. ТЕХНОЛОГИИ

3.1.1. СПОСОБ РЕГЕНЕРАЦИИ АБСОРБЕНТА

Краткое описание

Предложенный способ регенерации абсорбента относится к технике осушки и очистки природного или попутного газа.

Способ регенерации абсорбента включает в себя нагрев насыщенного абсорбента, продувку его отпарным газом, охлаждение и осушку последнего и возврат его на стадию продувки. Осушку отпарного газа осуществляют путем адсорбции на твердых поглотителях до точки росы отпарного газа минус 70 - минус 30 °С.

Эффективность

Данный способ позволяет уменьшить расход отпарного газа на 15-20 %, снизить нагрузку регенератора по абсорбенту на 10-15 % и обеспечить повышение концентрации регенерированного абсорбента. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 654274, БИ № 12, 1979 (Авторы: Л.М. Виленский, Г.К. Зиберт, Ю.А. Кащицкий).

3.1.2. СПОСОБ ГЛУБОКОЙ РЕГЕНЕРАЦИИ ПОГЛОТИТЕЛЯ ВЛАГИ - ГЛИКОЛЯ

Краткое описание

Предложенный способ регенерации гликоля относится к процессам абсорбционной осушки газов.

Глубокую осушку гликоля проводят путем предварительного нагрева регенерированным поглотителем водяных паров до 135-140 °С с последующей двухступенчатой отпаркой их, причем вторую ступень ведут под вакуумом, отбирая паровой поток со второй ступени и осуществляя его контакт с потоком холодного поглотителя до вакуум-создающей системы. На стадию контактирования подают 15-60 % (по массе) исходного насыщенного поглотителя, который возвращают после контактирования в исходный поток поглотителя. При этом исходный поток поглотителя подают при 5-40 °С.

Предложенный способ работает следующим образом.

Насыщенный гликоль подают в теплообменник для предварительного нагрева регенерированным поглотителем влаги. Нагретый насыщенный гликоль подают на первую ступень отпарки в среднюю часть атмосферной или вакуумной колонны, где происходит предварительная отпарка влаги.

Пары влаги, выходя из первой ступени отпарки, контактируют в противотоке с флегмой, образованной частичной конденсацией этих паров, что предотвращает унос поглотителя влаги. Несконденсированные пары выводят из первой ступени. Из нижней (кубовой) части колонны частично регенерированный и подогретый поглотитель влаги подают во вторую ступень отпарки, откуда водяные пары поступают на вакуум-создающую систему, перед которой происходит контакт этих паров с потоком холодного исходного насыщенного поглотителя. После его контакта поглотитель возвращается в исходный поток. При контакте в противотоке насыщенного холодного поглотителя влаги с парами воды происходит поглощение паров влаги холодным потоком жидкого поглотителя, что приводит к резкому снижению парциального давления паров влаги и общего давления на этой ступени. Несконденсированные пары с контактной ступени отводят и подают на первую ступень отпарки или сбрасывают в атмосферу.

Эффективность

Предложенный способ глубокой регенерации абсорбента дает возможность получить высококонцентрированный (абсолютизированный) поглотитель влаги, с помощью которого можно осушить природные и попутные газы с большой депрессией по начальной и конечной температуре точки росы и до точек росы минус 40 - минус 100 °С без применения адсорбционных установок, работающих циклически и имеющих значительный перепад давления; для установки осушки с высокой начальной температурой газа этот способ позволяет снизить затраты на предварительные охлаждения этого газа. По сравнению с адсорбционным способом процесс глубокой осушки газа высококонцентрированным гликолем по капитальным вложениям ниже на 20 %, энергозатраты втрое меньше, а себестоимость осушки газа меньше на 30 %. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28), Всесоюзный заочный политехнический институт.

Литература

Патент РФ < 1033166, БИ < 29, 1995 (Авторы: Г. К. Зи-берт, И. А. Александров, Ю.А. Кащицкий).

3.1.3. СПОСОБ РЕГЕНЕРАЦИИ ЖИДКОГО ПОГЛОТИТЕЛЯ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный способ регенерации жидкого поглотителя жидкости относится к процессам осушки газа жидкими поглотителями и используется в промысловых и заводских установках осушки природного и нефтяного газа, в регенераторах гликоля.

На рис. 3.1 изображена принципиальная технологическая схема установки, работающая следующим образом.

Насыщенный гликоль подают по линии 1 в теплообменник 2 для предварительного нагрева регенерированным поглотителем влаги, поступающим по линии 3. Нагретый насыщенный гликоль подают по линии 4 на первую ступень отпарки в среднюю часть атмосферной или вакуумной колонны 5, где происходит предварительная отпарка влаги.

Пары влаги, выходя из первой ступени отпарки, контактируют в противотоке с флегмой, образованной частичной конденсацией этих паров, что предотвращает унос поглотителя влаги. Несконденсированные пары выводятся из первой ступени по линии 6. Из нижней (кубовой) части колонны частично регенерированный и подогретый поглотитель влаги подают во вторую ступень отпарки 14, откуда водяные пары поступают на вакуумсоздающую систему 8, перед которой осуществляют контакт паров с потоком холодного поглотителя, отбираемого из линии 1 по линии 9 на контактную ступень 10.

Рис. 3.1. Способ регенерации жидкого поглотителя влаги:

1 - линия насыщенного поглотителя; 2 - теплообменник; 3, 4, 6, 7, 9, 11, 12, 13, 15, 17, 21 - линии материальных потоков; 5 - вакуумная колонна; 8 -вакуумсоздающая система; 10 - контактная ступень; 14 - вторая ступень; 16 - емкость, 18, 19, 20 - запорные устройства; 22 - люк

После контакта на ступени 10 поглотитель по линии 11 возвращается в линию 1. При контакте в противотоке насыщенного холодного поглотителя влаги с парами воды на ступени 10 происходит поглощение паров влаги холодным потоком жидкого поглотителя, что приводит к резкому снижению парциального давления паров влаги и общего давления на этой ступени. Несконденсированные пары с контактной ступени 10 отводят и подают по линии 12 на первую ступень отпарки или по линии 13 сбрасывают в атмосферу.

Для очистки гликоля от примесей часть горячего регенерированного поглотителя из второй ступени 14 отпарки влаги подают по линии 15 в емкость 16, в которой горячий регенерированный поглотитель испаряют путем подачи его паров на контакт с холодным поглотителем перед его контактированием с водяным паром второй ступени отпарки. На линиях 15 и 17 установлены запорные устройства 18 и 19 для отключения емкости 16 от системы. После отключения емкости 16 по линии 21 через запорное устройство 20 соединяют ее с атмосферой, затем выгружают неиспарившиеся примеси (соли, смолы, продукты коррозии), открывая люк (устройство выгрузки) 22.

Эффективность

Вследствие уменьшения засоления диэтиленгликоля потери его при обессоливании практически отсутствуют. Использование предложенного способа позволяет отказаться от закупки импортных установок обессоливания гликолей, стоимость которых значительна (45 000-50 000 долларов). Создание и освоение отечественных аналогичных установок позволяет совместить процесс регенерации с процессом обессоливания, что снижает капитальные и энергетические затраты на эти процессы. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 1077619, БИ < 9, 1984 (Авторы: Г. К. Зи-берт, И. А. Александров, Ю.А. Кащицкий).

3.2.1. РЕГЕНЕРАТОР АБСОРБЕНТА

Краткое описание

Регенератор абсорбента (рис. 3.2) выполнен в виде вертикального корпуса с укрепляющей секцией в верхней части, под которой размещены испарительная секция, десорбционная колонка и змеевик десорбционного газа, а в нижней части корпуса установлена рекуперативно-десорбционная секция. Регенератор снабжен усеченным конусом, установленным под испарительной секцией, меньшее основание которого соединено с верхней частью десорбционной колонки, а нижняя часть соединена со змеевиком десорбционного газа.

Регенератор работает следующим образом.

Насыщенный абсорбент подают через патрубок 23 в меж-трубное пространство рекуперативно-теплообменной секции 19, где он предварительно нагревается окончательно регенерированным абсорбентом, стекающим по трубам трубного пучка 20. Через патрубок 24 насыщенный абсорбент выводят из меж-трубного пространства секции 19 и по трубопроводу 25 подают на верх испарительной секции 5. Насыщенный абсорбент стекает по насадке 10, размещенной в трубах трубного пучка 6, равномерно нагревается по всей высоте испарительной секции

5 теплоносителем, который вводят в межтрубное пространство секции 5 через патрубок 8 и выводят через патрубок 9. В процессе нагрева насыщенного абсорбента в трубках трубного пучка 6 пары абсорбента и поглощенного вещества разделяются на фракции в присутствии десорбционного газа, поступающего из колонки 11.

Смесь паров абсорбента, поглощенного вещества и десорбционного газа поднимается в секцию 2, где на насадке при взаимодействии с флегмой, вводимой через патрубок 4, происходит окончательное концентрирование паров поглощенного вещества, которые затем вместе с десорбционным газом выводят через патрубок 29 из регенератора. Частично регенерированный абсорбент из нижней части испарительной секции 5 перетекает в колонку 11, где на насадке 17 он контактирует с десорбционным газом, поступающим через патрубок 16 в низ колонки 11. Десорбционный газ вводят в змеевик 14 через патрубок 15; через патрубок 18 окончательно регенерированный абсорбент выводят из регенератора.

Рис. 3.2. Регенератор абсорбента:

1 - корпус; 2 - укрепляющая секция; 3 -контактное устройство; патрубки: 4 - для ввода флегмы, 8, 9 - ввода и вывода теплоносителя, 15, 16 - ввода и вывода десорбционного газа, 18, 28 - вывода регенерированного абсорбента, 23 - подачи насыщенного абсорбента, 24 - вывода насыщенного абсорбента, 29 - для вывода смеси десорбционного газа и абсорбционного вещества; 5 - испарительная секция;

6, 20 - пучок труб; 7, 21, 22 - трубные решетки; 10 - насадка; 11 - колонка; 12 -перегородка; 13 - кольцевое пространство; 14 - змеевик; 17 - насадка; 19 - рекуперативно-теплообменная секция; 25 - трубопровод; 26 - патрубок; 27 - сборник регенерированного абсорбента; 30 - усеченный конус

Эффективность

В предложенном регенераторе значительно уменьшены габариты, металлоемкость, снижены энергозатраты на проведение процесса регенерации за счет увеличения поверхности теплообмена и равномерного нагрева абсорбента. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 940812, БИ № 25, 1982 (Авторы: Б.В. Гайдук, Г.К. Зиберт, Г.П. Цинкалов, Л.П. Отвечалин).

3.2.2. РЕГЕНЕРАТОР АБСОРБЕНТА

Краткое описание

Предложенный регенератор абсорбента используется в аппаратах регенерации жидких поглотителей жидкости (гликолей).

Регенератор (рис. 3.3) содержит вертикальный корпус 1, разделенный на отдельные секции. Рекуперативнотеплообменная секция 2 размещена в нижней части корпуса.

В средней части корпуса последовательно расположены секция вторичной отпарки 3, сообщенная по пару на входе с рекуперативно-теплообменной секцией 2, испарительная секция 4, сообщенная с секцией вторичной отпарки 3 по жидкости, ректификационная секция 5.

В верхней части аппарата размещена вакуумноконденсационная секция 6. Рекуперативно-теплообменная секция 2 состоит из обечайки, закрытой сверху и снизу трубными решетками 7, в которых закреплены трубы 8. Межтрубное пространство секции 2 соединено на входе трубой 9 с линией насыщенного абсорбента 10 и на выходе - трубой 11 с линией подогретого насыщенного абсорбента 12. Секция вторичной отпарки 3 состоит из обечайки 13, ограниченной сверху крышкой, а снизу - диском 14 с отверстием и сообщается по пару с теплообменно-рекуперативной секцией 2, а по жидкости - с испарительной секцией 4. Внутри секции вторичной отпарки 3 расположен нагреватель 15. Испарительная секция 4 состоит из двух кольцевых решеток 16, соединенных с внутренней 17 и наружной 18 обечайками, в решетках закреплены трубы пучка 19.

Секция вторичной отпарки 3 расположена внутри секции 4. Над секцией 4 установлена тарелка 20 с отверстием в центре, в которое встроен патрубок 21 для выхода паров. Ректификационная секция 5 состоит из ряда насадок 22, орошаемых раздаточными устройствами 23, дефлегматора 24 и сепарационного устройства 25. В вакуумно-конденсационной секции 6 смонтирована насадка 26 и орошающее устройство 27.

Секция 6 сообщается по пару с секцией вторичной отпарки 3. Тарелка 20 сообщена по жидкости трубой 28 с испарительной секцией 4, которая через гидрозатвор 29 по жидкости со-

Рис. 3.3. Регенератор абсорбента:

1 - корпус; секции: 2 - рекуперативно-теплообменная, 3 - вторичной отпарки, 4 - испарительная, 5 - ректификационная, 6 - вакуумно-кондиционная; 7 - трубные решетки; 8 - трубы; 9, 10 - труба с линией насыщенного абсорбента; 11, 12 - труба с линией подогретого насыщенного абсорбента; 13 -обечайка; 14 - диск; 15 - нагреватель; 16 - кольцевые решетки; 17, 18 -внутренняя и наружная обечайки; 19 - пучок труб; 20 - тарелка; 21 - патрубок для выхода паров; 22 - насадка; 23 - раздаточное устройство; 24 - дефлегматор; 25 - сепарационное устройство; 26 - насадка; 27 - орошающее устройство; 28, 30 - труба по жидкости и пару; 29 - гидрозатвор; 31 - штуцер; 32, 33 - вакуум-насос

единена с секцией вторичной отпарки 3, верх которой сообщен по пару трубой 30 с вакуумно-конденсационной секцией 6.

Регенератор работает следующим образом.

Насыщенный абсорбент по линии 10 подают в межтрубное пространство рекуперативно-теплообменной секции 2, откуда подогретым регенерированным абсорбентом, поступающим в трубное пространство из секции вторичной отпарки 3, подают по трубе 12 через раздаточное устройство 23 на нижнюю насадку 22 в ректификационную секцию 5. На верхнюю насадку

22    этой секции через дефлегматор 24 и раздаточное устройство

23 по линии 10 подают насыщенный абсорбент вместе со стекающей с дефлегматора 24 влагой. Частично регенерированный абсорбент поступает на тарелку 20, откуда он по трубе 28 перетекает в низ испарительной секции 4, омывая снаружи секцию вторичной отпарки 3. При этом происходит частичный ее обогрев абсорбентом, находящимся в испарительной секции; дополнительно обогревают секцию вторичной отпарки паровым нагревателем 15, размещенным внутри секции. Это способствует более интенсивному испарению абсорбента, поступающего в нее через гидрозатвор 29 из испарительной секции 4. Испарительную секцию нагревают водяным паром, поступающим в межтрубное пространство. Пары из испарительной секции 4 через отверстие в тарелке 20 поступают в ректификационную секцию 5, где в противотоке контактируют на орошаемых насадках 22 с насыщенным абсорбентом. Отсепарированные в сепарационном устройстве 25 пары отводятся из ректификационной секции 5 через штуцер 31 на холодильник-конденсатор. Пары из секции вторичной отпарки 3 по трубе 30 подаются под насадку 26 вакуумно-конденсационной секции 6, где с помощью орошения насадки 6 холодным насыщенным абсорбентом, подаваемым по трубе 11, конденсируются, снижая давление, и отводятся вакуум-насосом 32 в линию насыщенного абсорбента 10. Пары воды из секции 6 отсасываются вакуум-насосом 33 и сбрасываются в атмосферу.

Окончательно регенерированный абсорбент стекает из секции вторичной отпарки 3 в трубное пространство рекуперативно-теплообменной секции 2 и охлажденный насыщенным абсорбентом, поступающим по трубе 9, отводится из нижней части аппарата.

Эффективность

Предложенный регенератор абсорбента позволяет получить высококонцентрированный (абсолютированный) абсорбент, с помощью которого можно осушать природные и нефтяные газы с большой депрессией по начальной и конечной температуре точки росы и до точек росы минус 40 - минус 100 °С без применения абсорбционных установок, работающих циклически и имеющих значительный перепад давления. Предложенный регенератор для установок осушки с высокой начальной температурой газа дает возможность отказаться от больших затрат на предварительное охлаждение этого газа.

По сравнению с адсорбционным способом процесс глубокой осушки газа высококонцентрированным абсорбентом (гликолем) по капитальным вложениям ниже на 20 %, энергозатраты втрое меньше, а себестоимость осушки меньше на 30 %.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 990276, БИ № 3, 1983 (Авторы: Г. К. Зиберт, А.Е. Акав, А. Г. Ярмизин, Ю.А. Кащицкий, Б. А. Кузьмин).

3.2.3. ИСПАРИТЕЛЬ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный испаритель жидкости (рис. 3.4) используется в регенераторах гликоля, метанола, огневых и паровых подогревателях или испарителях жидких углеводородов.

Испаритель жидкости работает следующим образом.

Сырье в виде жидкостного потока подают через штуцер 2 в приемный карман 18, откуда оно через распределители 14 жидкости поступает в верхний отсек 12, при этом жидкость контактирует с поднимающимся газом, отпаренным из этой жидкости теплоносителем, который подают через штуцер 7, и охлажденный теплоноситель отводят через штуцер 8. Отпаренная жидкость (поднимающимися парами и теплом от греющих элементов) отбирается с нижней части отсека и подается через распределители 14 жидкости на отпарку в нижерасположенный отсек, где температура выше. Далее процесс повто-

ными каналами.

Рис. 3.4. Испаритель жидкости:

Ф - общий вид; • - аппарат с переточными трубами; , - аппарат с переточ-

и

1 - корпус; штуцера: 2 - подачи сырья, 3 - выхода газа, 4 - выхода остатка;

7, 8 - подачи и выхода теплоносителя; 5 - люк-лаз; 6, 13 - греющие элементы; 9 - переточная перегородка; 10 - отсек отбора остатка; 11 - продольные перегородки; 12 - отсек; 14 - распределитель жидкости; 15 - переточные каналы, 16 - трубы; 17 - перегородки; 18 - приемный карман

ряется, пока жидкость не поступит в нижерасположенный отсек 12. С нижнего отсека, где температура максимальная, остаток переливается через переточную перегородку 9 в отсек 10 отбора остатка. По мере наполнения отсека 10 остаток по уровню сбрасывают через штуцер 4. Поднимающиеся пары из каждого отсека 12 после контакта с жидкостью (которая поступает из распределителей 14) собираются в верхней части корпуса 1, откуда отводятся через штуцер выхода паров 3.

Эффективность

Предложенный испаритель жидкости позволяет повысить производительность оборудования за счет размещения греющих элементов испарителя по всему сечению аппарата, увеличения общей поверхности испарения (более чем максимальное продольное сечение испарителя). Кроме того, увеличивается эффективность разделения за счет противоточного контакта поднимающихся паров стекающей распределительной жидкости, т.е. перехода от однократного испарения к противоточной системе отпарки.

Чистка аппарата упрощается, так как достаточно очистить от солей и примесей пучок одного нижнего отсека. Снижаются капитальные затраты, так как многократная отпарка производится в одном аппарате, а не в нескольких, что обеспечивает снижение энергетических затрат за счет исключения гидравлических потерь, которые обычно максимальны в трубопроводной обвязке между аппаратами, снижения потерь тепла в окружающую среду и увеличения поверхности испарения жидкости, повышения единичной производительности оборудования. Техническое решение использовано для модернизации существующих испарителей.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство №    1489797, БИ №    24,    1989

(Авторы: Г.К. Зиберт, А.Л. Халиф, Е.Н. Туревский).

3.2.4. ТЕПЛООБМЕННИК-ИСПАРИТЕЛЬ

Краткое описание

Предложенный теплообменник-испаритель (рис. 3.5) относится к аппаратам для охлаждения газов и испарения жидкостей или отпарным блокам установок подготовки и переработки газов.

Теплообменник работает следующим образом.

Теплоноситель через патрубок 3 входит внутрь теплообменных трубок пучка 2 и выходит охлажденным через патрубок 4,

Рис. 3.5. Теплообменник-испаритель:

1 - кожух; 2 - трубный пучок; патрубки:    3,    4    -

подвода и вывода теплоносителя, 5 - вывода паров испаренного продукта; 6 -оросительные    форсунки;

7 - патрубок; 8 - коллектор подачи жидкого продукта; 9 - вентиль

отдавая тепло испаряемому на поверхности теплообменных трубок жидкому продукту, подаваемому внутрь кожуха 1 из коллектора 8 через патрубки 7 и распыляемому над трубным пучком с помощью форсунок 6.

Дросселирование и распыл жидкости происходит на форсунке, а гашение кинетической энергии струи жидкости - п р и столкновении струй жидкости с поверхностью теплообменных труб. Капли жидкости, образовавшиеся при столкновении струй, равномерно осаждаются на поверхности теплообменных труб и на поверхности пены, образующейся в результате кипения жидкости, способствуя ее разрушению. Расход жидкости регулируют с целью предотвращения переполнения теплообменника запорными устройствами 9 (вентили либо клапаны), установленными вне кожуха аппарата на выходе патрубков 7 из коллектора испаряемой жидкости 8.

Эффективность

Предложенная конструкция теплообменника-испарителя позволяет исключить парообразование в жидкости до форсунок и обеспечить равномерное распределение жидкости по поверхности теплообменных труб, избежать пенообразования, выноса неиспаряемой жидкости в патрубки выхода паров и эрозионного износа наружной поверхности теплообменных труб и, кроме того, исключить изгибающий момент в месте закрепления патрубков в кожухе, что повышает эффективность и эксплуатационную надежность теплообменника-испарителя.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1666914, БИ № 28, 1991 (Авторы: В.В. Андреевский, Г.К. Зиберт, М.П. Игнатьев, А.А. Захаров, В.Ф. Бочкарь, А.П. Литвиненко, В.Н. Клейменов).

3.2.5. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ ИСПАРИТЕЛЬ

Краткое описание

Предложенный горизонтальный испаритель (рис. 3.6) относится к аппаратам для охлаждения газов и испарения жидкости или отпарным блокам установок подготовки и переработки газов.

Горизонтальный испаритель состоит из корпуса 1, внутри которого размещены трубный пучок 2, патрубки подвода 3 и отвода 4 теплоносителя, патрубки отвода паров и испаренного продукта 5, патрубки ввода испаряемого жидкого продукта 6 из коллектора 7 и перегородки 8, выполненные из гибкого пружинящего материала, например, проволочной сетки, и размещенные между корпусом и трубным пучком по всей его длине, в пространстве, ограниченном с одной стороны внутренней поверхностью кожуха, а с другой - боковой поверхностью трубного пучка, с уклоном в сторону трубного пучка. Перегородки закреплены на трубном пучке (на трубных пучках) на шарнирах 9 и в месте крепления подпружинены пружинами 10.

Теплообменник работает следующим образом.

6 10

Рис. 3.6. Горизонтальный испари- ^ тель:

1 - корпус; 2 - трубный пучок; патрубки: 3, 4 - подвода и отвода ' теплоносителя, 5 - отвода паров испаренного продукта, 6 - ввода испаряемого жидкого продукта;

7 - коллектор; 8 - перегородки;

9 - шарниры; 10 - пружины

Теплоноситель через патрубок 3 входит внутрь теплообменных трубок 2 и выходит охлажденным через патрубок 4, отдавая тепло испаряемому на поверхности теплообменных трубок жидкому продукту, который подается внутрь корпуса 1 из коллектора 7 через патрубки 6. Жидкость из патрубков 6 вводится внутрь корпуса 1 на пучок 2 и перегородки 8 и под действием гравитационных или гидродинамических сил движущихся в направлении патрубка выхода 5 паров испаряемой жидкости увлекается на трубки трубного пучка с каждой перегородки или с каждого звена проволочной сетки (в случае, если перегородки выполнены из проволочной сетки), равномерно смачивает наружную теплообменную поверхность трубок, обеспечивая пленочное испарение жидкости в теплообменных трубках. Если жидкость подается в корпус под перегородки, а пары выходят через верхние патрубки, то образовавшиеся в результате кипения пары жидкости, встречая сопротивление своему движению (перегородки 8), движутся только через трубный пучок, перемешивая и увлекая за собой невыкипевшую жидкость и удерживая ее на трубках теплообменного пучка, препятствуя ее стеканию вниз и способствуя ее полному выкипанию, а пружины при этом плотно прижимают перегородки друг к другу и к корпусу аппарата, увеличивая гидродинамическое сопротивление движению испаряемой среды мимо трубок трубного пучка.

Эффективность

Предложенная конструкция горизонтального испарителя, исключая движение испаряемой жидкости и ее паров мимо трубного пучка, позволяет обеспечить интенсивное пленочное испарение жидкости на всех трубках пучка, независимо от высоты их положения в трубном пучке. Это дает возможность увеличить средний по пучку коэффициент теплопередачи с поверхности теплообменных труб, исключить накопление невыкипевшей жидкости в нижней части кожуха и затопление теплообменной поверхности нижних рядов труб, что позволяет повысить эффективность работы испарителя. Кроме этого отпадает необходимость в периодических нарушениях режима работы испарителя для вывода невыкипевшей жидкости, что повышает надежность его работы.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар, Вуктыльское газопромысловое управление.

Литература

Авторское свидетельство №    1763838, БИ №    35,    1992

(Авторы: В.В. Андреевский, Н.И. Корсаков, И.В. Дубиновский, А. А. Захаров, М.П. Игнатьев, Г.К. Зиберт).

3

ФИЗИЧЕСКОЕ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЛАСТОВЫХ ПРОЦЕССОВ

Месторождения природных газов представляют собой довольно сложные объекты. Помимо огромных размеров (иногда протяженностью в сотни километров) и больших глубин залегания многие из этих образований, как отмечалось в главе 1 книги, характеризуются многокомпонентным составом, иногда двух- и даже трехфазным состоянием пластового флюида.

Вне зависимости от предусмотренного проектом разработки режима отбора запасов углеводородов достижение высоких коэффициентов извлечения из пласта жидких, а часто и газообразных углеводородов является задачей, решение которой, как правило, требует больших интеллектуальных, физических и материальных усилий и затрат. При этом важную роль играют шаги, предпринятые на стадии начального изучения потенциального объекта разработки. В настоящее время немыслимо обеспечить научное обоснование проекта без глубокого исследования пластовых флюидов, особенностей их поведения в изменяющихся термобарических условиях, что является неизбежным следствием отбора из пласта углеводородов на любом из существующих режимов эксплуатации объекта.

В данной главе рассматриваются наиболее важные стороны научного сопровождения проектов разработки месторождений природного газа, касающихся лабораторного и промыслового изучения процессов, протекающих в эксплуатируемом пласте и определяющих динамику и результативность отбора углеводородов.

Многолетнее изучение и анализ основных аспектов проблемы добычи газообразных и жидких углеводородов позволили авторам монографии создать научные основы повышения эффективности разработки месторождений природных газов. Это во многом стало возможным благодаря использованию результатов всестороннего физического и математического моделирования пластовых процессов.

3.1

КОМПЛЕКС КОМПЬЮТЕРИЗИРОВАННОГО ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ПРОЦЕССОВ

Месторождения природных газов как объекты разработки запасов газа и газового конденсата характеризуются большим разнообразием. Это касается размеров объекта и термобарических условий в продуктивных отложениях, особенностей распределения фильтрационно-емкостных свойств по объему пласта и др.

Естественно, что конкретные характеристики объекта влияют на выбор системы разработки, а также на эффективность метода отбора запасов углеводородов. Очевидно, без детального изучения процессов, происходящих в продуктивном пласте при его эксплуатации, невозможно обеспечить научное обоснование проекта разработки и дать адекватные рекомендации по выбору метода отбора запасов газа, конденсата и нефти.

В середине 90-х годов при содействии руководства ОАО “Газпром” экспериментальная база головного исследовательского института отрасли -ВНИИГАЗа была оснащена новейшим оборудованием. Основой ее стал компьютеризированный комплекс установок двух- и трехфазной фильтрации и томографический блок. Модернизация дала возможность существенно повысить надежность получаемой информации при научном обосновании проектов разработки месторождений углеводородов с привлечением принципиально новых способов повышения газоконденсатонефтеотдачи пласта.

3.1.1

СИСТЕМЫ ТРЕХ- И ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

СИСТЕМА ТРЕХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Функциональная блок-схема, которая показана на рис. 3.1, разработана в соответствии с техническим заданием ВНИИГАЗа фирмой TerraTek, (США). Основные технологические параметры систем фильтрации приведены в табл. 3.1.

ТАБЛИЦА 3.1 Технологические параметры систем фильтрации

Рис. 3.1. Функциональная схема системы трехфазной фильтрации

Система трехфазной фильтрации предназначена для изучения процессов одно-, двух- и трехфазной фильтрации в пористой среде, в частности, для определения относительных фазовых проницаемостей естественного керна. Все узлы и коммуникации системы выполнены в антикоррозийном исполнении (с использованием сплава Hastelloy C-276). Конструктивной особенностью системы трехфазной фильтрации является то, что собственно течение смеси флюидов происходит в режиме рециркуляции, чем обеспечивается относительно быстрое достижение и строгое поддержание режима стационарной фильтрации. Основными узлами цепи рециркуляции (см. рис. 3.1) являются блок насосов, кернодержатель и ультразвуковой сепаратор высокого давления. В системе применяется восемь высокотемпературных насосов фирмы Quizix (США) модели SC-1010, благодаря высокой точности которых обеспечивается заданная истинная скорость флюидов в пористой среде в диапазоне от 0,04 до 160 метров в сутки. Это гарантирует возможность полного воспроизведения реальных скоростей фильтрации, которые существуют как в самых удаленных от скважин участках пласта, так и в при забойных зонах добывающих и нагнетательных скважин. При этом колебания объемной скорости не превышают ±0,2 % от установленного значения.

Важным узлом системы является блок кернодержателя. В состав установки входят два термостатируемых композитных кернодержателя высокого давления, рассчитанных на исследования составного керна длиной до 300 см, диаметром 3 см. Корпуса кернодержателей изготовлены из углеродистого материала в смеси с эпоксидной смолой, что обеспечивает совместимость этих узлов с такими технологиями исследования фильтрации флюидов в пористой среде и характеристик образцов реальных коллекторов, как ядерный магнитный резонанс, сверхвысокочастотное, рентгеновское и гамма-сканирование и реконструкция изображений по данным компьютерной томографии.

Композитные материалы широко используются в мировой исследовательской практике уже более 25 лет. Это происходит во многом благодаря следующим их положительным качествам. Во-первых, композитные материалы прочнее, чем сталь (то есть детали из них могут эксплуатироваться при более высоких давлениях), и существенно легче, чем большинство металлов. Во-вторых, такие материалы обладают антикоррозионной устойчивостью и являются диэлектриками.

Следующим узлом функциональной цепи рециркуляции является трехфазный ультразвуковой сепаратор высокого давления Nisep-300 норвежской фирмы Christian Michelsen Research (CMR). Прибор оснащен ультразвуковой системой измерения уровня фаз в трехкамерном сосуде высокого давления (0,1-69 МПа). Рабочий диапазон температур 15-160 °С. Рабочие емкости сепаратора выполнены из сплава Hastelloy С-276; при изготовлении ультразвуковых преобразователей использованы титан и эпоксидная смола. Общий объем сепаратора 328,5 см³. Точность измерения объема ±0,02 см³.

Кроме основной цепи, в которой происходит рециркуляция изучаемых флюидов, система оснащена приборами и аппаратурой подготовки флюидов к исследованиям (блок аккумуляторов, гидронасосы, источники питания и ограничители давления). Аккумуляторы представляют собой сосуды высокого давления, в которых происходит накопление каждой фазы в отдельности и последующая их подача к насосам Quizix и к сепаратору.

Важным компонентом системы трехфазной фильтрации является узел вискозиметра. Благодаря наличию сменных калиброванных петель вискозиметра имеется возможность определять вязкость каждой фазы в отдельности путем перераспределения потока фильтрации. Эта информация используется для расчета проницаемостей при стационарном режиме фильтрации по закону Дарси.

Загрузка системы рабочими флюидами, сжатие газов до рабочих давлений и вакуумирование системы фильтрации производятся с помощью отдельной, изготовленной во ВНИИГАЗе установки, имеющей в своем составе калиброванный контейнер с поршневым приводом, вакуумный насос и емкости высокого давления для сбора и хранения рабочих флюидов. На схеме (рис. 3.1) этот узел обозначен как гидронасос аккумуляторов и блок источников питания рабочими флюидами. Собственно аккумуляторы представляют собой сосуды высокого давления с поршневым принципом разделения флюида и рабочей жидкости насоса, которая подается в нижнюю часть каждого аккумулятора.

Большое внимание на всех стадиях разработки системы, ее изготовления, монтажа и пуска в эксплуатацию уделялось вопросам обеспечения безопасности. Защита от превышения “пластового” и обжимного давления организована как на программном, так и на аппаратном уровнях. Система оборудована калиброванными разрывными дисками в различных частях гидравлических коммуникаций, разрушающимися при превышении допустимого давления.

Управление всеми аппаратами системы фильтрации полностью автоматизировано. Контроль работы системы организован на основе РС-совмес-тимого компьютера, оснащенного системой ввода - вывода, использующей стандартный интерфейс RS-232. Как известно, данный интерфейс обеспечивает двухстороннюю связь между последовательными портами компьютера и контроллерами исполнительных устройств. Программное обеспечение фирмы Quizix предоставляет оператору возможность управления всеми насосами системы в различных режимах работы, переключения гидравлических коммуникаций при помощи дистанционно управляемых сжатым воздухом клапанов. Кроме того, программа предусматривает постоянную, с заданным интер -валом запись значений всех установленных и измеряемых параметров эксперимента в файл хранения данных. В случае превышения уровня безопасности по давлению обеспечена корректная остановка системы и выдача предупреждающей информации. При помощи специализированного файлового процесса в системе реализован поток информации в режиме реального времени в постоянно открытый файл табличного процессора Microsoft Excel. Это позволяет в динамике наблюдать на постоянно обновляющихся графиках такие параметры, как объемы каждой фазы в потоке по данным ультразвукового сепаратора, скорость звука в каждой фазе, давления и перепады давлений на образце керна, объемные скорости фаз, абсолютные и относительные фазовые проницаемости и многие другие.

СИСТЕМА ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Функциональная блок-схема, котороя приведена на рис. 3.2, разработана также в соответствии с техническим заданием ВНИИГАЗа фирмой Temco (США) и собрана фирмой TerraTek. Все узлы и соединительные линии системы двухфазной фильтрации выполнены в антикоррозийном исполнении (с использованием сплава Hastelloy С-276).

Принципиально от описанной выше системы трехфазной фильтр ации данная установка отличается тем, что имеет разомкнутый поток фильтр ации смеси флюидов. Этим обеспечивается возможность изучения не только совместного стационарного течения фаз (в частности, определения относительных фазовых проницаемостей стационарным методом), но и исследования различных методов воздействия на пласт путем нагнетания различных агентов. Собственно фильтрация смеси происходит по цепи от блока насосов фильтрации до узлов измерения объемов выходящих фаз. Из системы четырех насосов фирмы ISCO (марки 100DM), работающих в непрерывном парном режиме, к нижней части гидравлических аккумуляторов, аналогичных применяемым в системе трехфазной фильтрации, подается рабочий агент (диэтиленгликоль). Это позволяет перемещать разделительные поршни ак-

Рис. 3.2. Функциональная схема системы двухфазной фильтрации

кумуляторов и, соответственно, подавать в заданном соотношении исследуемые фазы, например, жидкую и газообразную, на вход кернодержателя. Последний также выполнен из композитного материала (аналогично описанному выше). Постоянное давление в цепи фильтрации поддерживается регулятором давления типа “до себя” (модель Temco ВР-10), рассчитанным, как и все компоненты описываемой системы, на давления до 69 МПа и рабочие температуры до 150 °С. Далее двухфазный поток поступает в сепаратор низкого давления, где происходит разделение смеси на две фазы, объем каждой из которых замеряется в соответствующем блоке системы. Система двухфазной фильтрации позволяет проводить исследования в диапазоне истинных скоростей движения флюидов в пористой среде от 0,1 до 255 м/сут, при этом колебания объемной скорости насосов не превышают ±0,03 % от заданной величины.

Управление системой двухфазной фильтрации, как и описанной выше трехфазной системы, полностью автоматизировано. Система работает под управлением программного пакета фирмы Temco, который одновременно осуществляет управление подающими насосами системы, сбор и запись на магнитный диск компьютера всех параметров процесса, контроль безопасности по давлению и температуре системы, а также проводит в автоматическом режиме расчет фазовых проницаемостей газа и жидкости.

В качестве примера рассмотрим методику и результаты одного из се р ии методических тестовых экспериментов, проведенных на системе двухфазной фильтрации. В предварительно заполненный дистиллированной водой образец керна из берейского песчаника проницаемостью 0,4-10^-12 м² проводилась изобарическая (при 20 МПа, 60 °С) закачка дистиллированной воды и азота с целью проверки надежности поддержания системой основных параметров процесса. В автоматическом режиме в течение 12 ч системой было прокачано через образец пористой среды 18 объемов пор двухфазной смеси. На рис. 3.3 показана зависимость перепада давления на образце пористой среды от объема прокачанной двухфазной смеси. Видно, что в данных условиях система достигает стационарного режима фильтрации после прохождения

Рис. 3.3. Перепад давления при фильтрации воды и азота через берейский песчаник (давление

20 МПа)

Рис. 3.4. Относительные фазовые проницаемости при фильтрации воды и азота через берейский

песчаник (давление 20 МПа):

1 - вода, 2 - азот

через керн двух объемов пор смеси. В дальнейшем системой обеспечивается практически полное постоянство перепада давления на уровне 0,16 МПа с точностью 0,01 МПа. На рис. 3.4 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей дистиллированной воды и азота от объема прошедшей через пористую среду смеси. Как правило, относительные фазовые проницаемости изображаются в виде функций насыщенности одной из фаз. Однако в данном случае целью эксперимента было тестирование способности системы длительно поддерживать установившую фильтрацию, и определение насыщенности не проводилось. После достижения стационарного режима фильтрации измеренные с использованием управляющей программы Temco средние значения относительных фазовых проницаемостей воды и азота составили соответственно 30,78±0,1 и 1,79±0,1 % от величины абсолютной проницаемости пористой среды.

Исследования фильтрационных пластовых процессов с использованием описанного высокоточного лабораторного оборудования открывают широкие возможности для научного поиска и создания новых эффективных методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

3.1.2

ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Данные экспериментальных исследований многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в пористой среде широко используются в качестве исходной информации для гидродинамических расчетов. От достоверности таких параметров как, в частности, относительные фазовые проницаемости фильтрующихся флюидов, зависит, в свою очередь, и точность технологических показателей проектов разработки месторождений.

Сегодня известны несколько экспериментальных технологий, использующихся как для визуализации, так и для расчета насыщенностей фаз при исследовании процессов вытеснения флюидов в пористой среде. В разные годы были разработаны метод аттестации рентгеновских лучей в различных модификациях, метод нейтронной бомбардировки, нейтронной дифракции, гамма-метод, метод радиоактивных индикаторов, ультразвуковой метод, магнитный метод, метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и другие.

Начиная с 1969 г. в медицинской практике и позднее в других областях широко используются методы компьютерной томографии (от греческих слов томос - часть, слой и графо - пишу).

Компьютерная томография рентгеновских лучей является технологией получения теневых изображений срезов поперечного сечения объекта, в частности, керна, без его разрушения. Поскольку эта технология представляет возможность двумерной интерпретации данных, ее можно применять для получения информации о процессах, происходящих в пористой среде.

Дадим здесь краткое изложение основных принципов компьютерной томографии. По мере того, как рентгеновские лучи проникают в экспонируемый объект, их интенсивность снижается из-за явлений ослабления (или аттенюации) и рассеивания (рис. 3.5).

Величина аттенюации зависит от плотности изучаемого объекта, его химического состава и энергии потока рентгеновского излучения. Для равных величин энергии рентгеновского луча более плотный материал будет сильнее ослаблять проходящий поток, чем менее плотный. В практической медицинской радиологии для определения интенсивности проходящего луча используется светочувствительный материал, на котором получается изображение объекта. В компьютерной томографии для определения коэффициентов линейной аттенюации используются специальные детекторы.

Зная интенсивность источника рентгеновского излучения I_s и измеренную интенсивность ослабленного излучения I, выражение для коэффициента линейной аттенюации —, определяемого на основе известного в радиологии закона Бира, можно представить в следующем виде:

I- = exp(- — x ) = exp(-^—)рх,

^I s    р

где х - толщина; р - плотность объекта; —/р - массовый коэффициент ат-теню ации.

Рис. 3.5. Ослабление (аттенюация) рентгеновских лучей при прохождении через экспонируемый объект

Проникающий в объект рентгеновский луч либо поглощается им, либо отклоняется. По мере аттенюации рентгеновские лучи преобразуются в лучи меньшей интенсивности или в другие формы энергии. При отклонении лучи сталкиваются с атомами сканируемого объекта и движутся в направлении, отличном от начального. Коэффициент линейной аттенюации — можно выразить как функцию параметров аттенюации и отклонения:

bZ ³’8

— = р°Ш +E^ р,

где o(E) - коэффициент Кляйна - Нишины; р - электронная плотность; E - энергетический уровень (кэВ); Z - атомное число; b = 9,8-10^-24 (константа).

В случае, если величина энергетического уровня E превышает 100 кэВ (1 эВ = 1,60-10^-19 Дж), — зависит в основном от атомного веса Z изучаемого

объекта.

Массовый коэффициент аттенюации зависит от состава и плотности материала и энергии рентгеновского луча. Следовательно, состав и плотность определяют линейный коэффициент аттенюации. На практике удобно пользоваться величиной коэффициента аттенюации, приведенного к воде. Такой параметр обозначается как томографическое число (число CT) и может быть записан как

CT =^—-^—w k,

— w

где — - измеренный в данной точке коэффициент аттенюации; — _w - коэффициент аттенюации воды; k - множитель (обычно k = 1000).

Число CT изменяется от -1000 в воздухе до нуля в воде. Следовательно, каждая единица CT соответствует изменению плотности на 0,1 %.

Большинство применяемых в настоящее время в томографии веществ характеризуются конкретными величинами чисел CT (табл. 3.2). Образцы

экстрагированных кернов месторождений углеводородов имеют числа CT, величины которых находятся в диапазоне от 1300 до 1600.

Основной задачей при интерпретации данных томографии является восстановление изображения по данным аттенюации рентгеновских лучей. Еще в начале двадцатого столетия Дж. Радон разработал математический способ реконструкции изображения, получаемого в ослабленных рентгеновских лучах. Современным материальным воплощением теории Радона является аппарат, который называется компьютерным томографом.

Схематически принцип работы компьютерного томографа иллюстрируется рис. 3.6. Изучаемый объект, имеющий, как правило, переменную ло-

ТАБЛИЦА 3.2 Значения числа ё \ для различных материалов (средние)

Рис. 3.6. Принцип работы компьютерного томографа

кальную плотность, располагается между источником рентгеновских лучей и системой детекторов. Источник и детекторы установлены на противоположных сторонах вращающегося кольца.

Энергия, подаваемая к рентгеновской трубке, преобразуется в поток лучей, которые проникают сквозь тонкий срез (1-10 мм) объекта (см. рис.

3.5). После каждой экспозиции кольцо поворачивается на определенный угол и подается следующий поток Х-лучей, который проникает сквозь исследуемый срез уже под несколько другим углом. Таким образом получается семейство экспозиций п р и полном обороте кольца (360°), за чем следует математическая обработка.

Вследствие того, что ослабление рентгеновских лучей прямо пропорционально плотности, томографическое изображение (или томограмма) представляет собой систему распределения плотностей между всеми элементами изучаемого объекта.

Отделение “Методы повышения углеводородоотдачи пласта” ВНИИГАЗа в настоящее время располагает томографической системой третьего поколения Philips Tomoscan 60/TX, созданной на базе модернизированного медицинского аппарата.

Томографы третьего поколения характеризуются тем, что источник рентгеновского излучения и принимающие его детекторы жестко закреплены друг относительно друга и способны синхронно поворачиваться вокруг объекта. Обеспечивается регулировка мощности экспозиции и относительно высокая скорость получения томограмм (время сканирования, табл. 3.3),

В конструкцию томографа включены следующие основные части:

1. Стол для объекта исследования.

ТАБЛИЦА 3.3

Характеристики компьютерного томографа третьего поколения Philips Tomoscan 60/ТХ

2.    Сканирующая арка.

3.    Электронное устройство сбора данных.

4.    Генератор высокого напряжения.

5.    Консоль оператора (управление и наблюдение).

Стандартный медицинский “стол для пациента” (объектный стол) в данном случае модернизирован и предназначен для перемещения керна или композитного кернодержателя с гибкими коммуникациями с целью получения последовательных томограмм поперечного сечения вдоль по длине образца. При этом обеспечивается очень высокая точность перемещения, что позволяет получать повторные томограммы в одних и тех же поперечных сечениях. Это является ключевым моментом адаптации медицинских томографов для исследования многофазных фильтрационных процессов в пористой среде. Сканирующая арка содержит вращающееся кольцо с рентгеновской трубкой и системой детекторов излучения.

Компьютерный томограф расположен в помещении с радиационной защитой, обеспечивающий полную безопасность для обслуживающего персонала. Управление томографом осуществляется из соседней комнаты, отделенной освинцованным стеклом.

Важным усовершенствованием стандартного медицинского оборудования (собственно томограф, консоль оператора, процессорный блок) является система хранения и графического анализа томограмм. Она включает и следующие основные элементы:

1 Архивный блок.

2. Система концентрации и передачи данных.

3. Рабочая станция фирмы Sun Microsystems.

Архивный блок разработан американской фирмой РВТ Technologies и представляет собой эмулятор выпускавшихся ранее стандартных промышленных накопителей данных на магнитной ленте. Хранение данных томографии организовано на жестком диске блока архивации, что обеспечивает высокую скорость доступа и существенно большую емкость по сравнению с ленточным накопителем.

Сетевая система передачи данных в рабочую станцию Sun Sparcstation 20 организована на промежуточном компьютере и концентраторе данных BEN210. Рабочая станция предназначена для графической обработки данных, полученных при сканировании изучаемого объекта. Вычислительная мощность станции достаточна для обработки сложных 2D и 3D изображений. При этом используется программный пакет Corescan фирмы TerraTek (США), который обеспечивает возможность детального анализа данных сканирования, полученных по сети томограф ^ блок архивации ^ рабочая станция.

В настоящее время во ВНИИГАЗе с применением оборудования томографического комплекса, включающего собственно компьютерный томограф и автоматизированные системы многофазной фильтрации, реализуется обширная программа экспериментальных исследований процессов многофазной фильтрации.

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИСАДОК ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ КОНТРАСТНОСТИ ТОМОГРАММ

Одной из основных методических проблем визуализации процессов многофазной фильтрации флюидов является обеспечение достаточной контрастности томографических изображений изучаемых потоков. В зависимости от типа флюида и вмещающего его керна контрастность неоднородности распределения флюидов и, в частности, фронта вытеснения одного флюида другим (межфазной границы), варьирует в достаточно широком диапазоне. В случае, когда исследуемые вещества приблизительно одинаково поглощают и рассеивают рентгеновские лучи, контрастность изображений отдельных фаз может быть недостаточна для определения исследуемых параметров. В этих случаях необходимо вводить контрастирующие присадки в те фазы, четкость изображений которых необходимо усилить.

В связи со сказанным выше, томографическая визуализация многофазной фильтрации в пористой среде предваряется исследованием эффективности рассеивания и аттенюации рентгеновских лучей составляющими флюиды компонентами как в объеме (вне пористой среды), так и в насыщенном ими керне. Кроме того, изучается влияние присадок на изменение контрастности томографических изображений. Эти исследования проводятся, с одной стороны, с целью апробации методики, а с другой стороны, с целью получения возможности качественно оценивать эффективность процесса визуализации в сложных смесях, фильтрующихся в пористом керне. При проведении предварительных исследований используются следующие исходные теоретические предпосылки.

Говоря о степени контрастности изображения, фактически мы имеем в виду способность отдельных участков образца по разному взаимодействовать с проходящими через них рентгеновскими лучами. Пучок рентгеновских лучей ослабляется при прохождении через вещество либо в результате аттенюации атомами (фотоэлектрический эффект), либо в результате рассеивания (когерентное рэлеевское рассеяние и рассеяние с изменением длины волны - эффект Комптона).

Интенсивность аттенюации и рассеивания рентгеновских лучей также зависит от их энергии (длины волны). Поэтому при исследованиях необходимо учитывать полихроматизм рентгеновских лучей. Поглощение рентгеновских лучей веществом - явление атомарное: для сложного вещества оно равно сумме поглощений всеми составляющими элементами и в первом приближении не зависит от характера связи между ними. Причина этой простой зависимости заключается в том, что рентгеновские фотоны, обладая высокой энергией, взаимодействуют только с электронами внутренних оболочек, тогда как для видимого света имеют значение внешние электроны, состояние которых уже существенно зависит от характера межатомных связей.

В связи с этим удобно ввести понятие коэффициента массовой аттенюации, который обусловлен атомным номером и постоянен для данного вещества, в каком бы физическом состоянии оно ни находилось. Это фундаментальное свойство используется при выполнении исследований индивидуальных компонентов как в объеме, так и в пористой среде.

Обычно для рентгеновских лучей средней длины волны энергия рассеивания невелика и учитывается при определении интенсивности проходящего пучка рентгеновских лучей как поправка второго порядка малости по отношению к энергии аттенюации. Исключение составляет случай рассеивания без изменения длины волны, когда все атомы вещества образуют ансамбль когерентных источников, излучения которых могут интерферировать.

Интегрально результат взаимодействия пучка рентгеновских лучей с веществом представляется в виде распределения монографического числа (СТ) по исследуемому объему керна. Число СТ пропорционально коэффициенту линейной аттенюации рентгеновских лучей и является базовым при определении интересующих нас параметров (плотности, пористости, газо-, нефте-, водонасыщенности и т.д.). Коэффициент линейной аттенюации зависит от плотности вещества и связан с коэффициентом массовой аттенюации следующим соотношением:

^{—    —}т^р,

где — - коэффициент линейной аттенюации рентгеновских лучей; — _m - коэффициент массовой аттенюации рентгеновских лучей; р - плотность исследуемого вещества.

Как уже отмечалось ранее, интенсивность аттенюации и рассеивания пучка рентгеновских лучей (СТ) в значительной степени определяется атомным номером вещества. Для данного монохроматического излучения поглощение, вообще говоря, возрастает вместе с атомным номером. Легкие элементы и соединения (органические вещества, алюминий, композитные конструкционные материалы для изготовления моделей пласта) поглощают достаточно слабо, тогда как интенсивность аттенюации рентгеновских лучей тяжелыми элементами заметно выше. В связи с этим в качестве контрастирующих присадок используются вещества, молекулы которых включают атомы тяжелых элементов (например, йод). Остальная часть молекулы (носитель тяжелого атома) обеспечивает растворение этой присадки в соответствующем флюиде. Так, если необходимо обеспечить растворение контрастирующей присадки в жидком углеводороде, используют, например, ио-дододекан (1-1С₁₂Н₂₆), в воде - иодистый натрий (NaI).

Чтобы определить степень зависимости интенсивности аттенюации и рассеивания рентгеновских лучей от концентрации контрастирующей присадки в соответствующей фазе, сотрудники ВНИИГАЗа провели измерения числа СТ для ряда флюидов.

Для повышения контрастности жидкой углеводородной фазы в данном случае использовался иодододекан (иодид додекана). Исследования позволили оценить степень влияния концентрации иододекана в додекане на интенсивность аттенюации рентгеновских лучей жидким углеводородом. Исследуемое вещество помещалось в кювету, расположенную на объектном столе компьютерного томографа, и после этого определялось его СТ. Измерения проводились для чистой воды, так и для водных растворов иодистого натрия различных концентраций. Результаты измерений представлены в табл. 3.4.

ТАБЛИЦА 3.4

Полученные значения СТ для различных концентраций контрастирующих присадок были использованы в дальнейших экспериментах по визуализации фильтрационных потоков.

Наряду с исследованием объемных свойств флюидов изучали изменение СТ веществ непосредственно после помещения их образцов в пористую среду. В результате была установлена линейная зависимость коэффициента аттенюации рентгеновских лучей веществом, помещенным в пористую среду,

и, следовательно, величины СТ, от пористости:

—пор = — m ^{x m}>

где —_пор - коэффициент массовой аттенюации рентгеновских лучей вещества, помещенного в пористую среду; — _m - коэффициент массовой аттенюации рентгеновских лучей веществом; m - пористость.

На основе результатов этого исследования была получена возможность оценивать ожидаемую контрастность томографических изображений, что существенно повысило эффективность исследований процессов многофазной фильтрации в пористой среде.

3.1.4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАСЫЩЕННОСТИ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ ПО ДАННЫМ ТОМОГРАФИИ

Задача достоверного определения флюидонасыщенностей пористой среды при исследованиях многофазной многокомпонентной фильтрации является ключевым моментом получения надежных исходных данных для гидродинамических расчетов пластовых процессов, в частности при разработке технологий активного воздействия на пласт. Компьютерная томография - эффективный инструмент определения насыщенности флюидами пористой среды в процессе визуализации фильтрационных потоков. Процесс измерения насыщенности пористой среды углеводородными и неуглеводородными жидкостями включает несколько этапов исследований.

Первый этап - измерение распределения СТ по объему сухого керна с целью получения распределения плотности. В соответствии со спецификой исследований, измерения на этом этапе проводятся на двух режимах работы рентгеновского источника излучения (100 и 120 кВ), т.е. для рентгеновских пучков с различной энергией (длиной волны).

На втором этапе исследуемый керн заполняется флюидом, СТ которого измерено перед заполнением. Максимальное насыщение керна флюидом достигается за счет его прокачки через образец при повышенном давлении в количестве около десяти объемов пор (в зависимости от петрофизических свойств возможны отклонения в большую сторону). После заполнения керна флюидом измеряется избыточное значение СТ исследуемой системы как разность между СТ керна, заполненного флюидом, и СТ сухого керна. На основе известного распределения этого избыточного СТ рассчитывают поверхностную пористость образца, исходя из следующего соотношения:

m = (СГ100 % фл ^ё^сух.керн^)/ё^об.фл,

где m - относительная поверхностная пористость (определяется усреднением по данному поперечному сечению); СТ₁₀₀ % ф_л - СТ керна, на 100 % насыщенного флюидом с известным объемным СТ; СГ_{сухкерн} - СТ сухого керна; СТо_6М - СТ флюида в объеме.

На третьем этапе производится измерение СТ отдельных фаз флюида перед заполнением керна.

Четвертый этап - непосредственное измерение распределения насыщенности отдельных флюидов. Для этого измеряют распределение избыточного значения СТ системы как разность между СТ керна с фильтрующимся в нем флюидом и СТ сухого керна. Полученное распределение является основным для расчета распределения насыщенности флюида по керну.

В случае двухфазного потока СТ определяют на основе следующего соотношения:

СТ = m х S₁ х CT₁ + m x (1 - S₁)xCT₂,

где m - относительная поверхностная пористость; CT ₁ - число СТ первого флюида; СТ₂ - число СТ второго флюида; S₁ - фазовая насыщенность первым флюидом.

В случае, когда первым флюидом является жидкий углеводород или вода, а в качестве второго используется газ при невысоких давлениях, т.е. когда его СТ значительно меньше СТ первого флюида, вторым слагаемым в последнем соотношении можно пренебречь. Получим

СТ = m х S₁ х СТ₁.

Измерив значения СТ для исследуемых фаз в объеме и распределение пористости по керну, из приведенных выше соотношений получим распределение насыщенности по объему керна.

В пробных исследованиях в качестве первой фазы использовались либо гептан, либо вода. В качестве второй фазы использовались метан и азот. Значения СТ этих веществ приведены выше.

При программировании изложенной процедуры вычислений определение флюидонасыщенности средствами компьютерной томографии становится удобным, информативным и надежным приложением экспериментальных исследований многофазной фильтрации в пористой среде.

3.1.5

ПРИМЕР, ИЛЛЮСТРИРУЮЩИЙ ВОЗМОЖНОСТИ ТОМОГРАФИИ. ВИЗУАЛИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА КАПИЛЛЯРНОЙ ПРОПИТКИ ГИДРОФИЛЬНОГО ОДНОРОДНОГО ПЕСЧАНИКА

Для тестирования возможностей томографической визуализации процесса поступления воды в пористую среду был поставлен эксперимент по продольному томографическому сканированию образца берейского песчаника. Проницаемость по азоту составляла 0,39-10^-12 м², пористость 21 %. Образец керна диаметром 3 см, высотой 6 см был установлен вертикально на столе компьютерного томографа и точно позиционирован по продольному центральному сечению цилиндра. Затем проводилось сканирование сухого образца в этом сечении с целью получения исходной информации для последующего графического вычитания томограмм, полученных на водонасыщенной пористой среде. В определенный момент времени к нижнему поперечному сечению образца подавалась дистиллированная вода. С этого момента

через равные промежутки времени начиналось продольное сканирование образца.

Следующим этапом была обработка данных томографии путем программного графического вычитания томограммы, полученной в определенный момент пропитки, из изображения сухого образца строго в этом же сечении. Результатом этой операции являлось изображение воды, пропитывающей пористую среду, поскольку остальные составляющие томограмм, такие как газовая фаза и пористая среда, при вычитании дают значение числа СТ, равное нулю. Описанные графические преобразования в данном случае выполнялись с использованием стандартного программного обеспечения томографа Philips Tomoscan 60/ТХ, результирующие файлы по сети передавались в рабочую станцию Sun для дальнейшей графической обработки. На рис. 3.7 показана серия результирующих томограмм, отражающих поступательное движение воды при капиллярной пропитке пористой среды. Фазы и граница их раздела видны очень отчетливо, что позволяет в данных условиях исключить применение дорогостоящих контрастных добавок типа йодистого натрия и иодида додекана.

3.2

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫПАВШЕГО В ПЛАСТЕ КОНДЕНСАТА ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ И НЕУГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

3.2.1

ВЫТЕСНЕНИЕ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА ЛЕГКИМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ РАСТВОРИТЕЛЕМ

В этом разделе описываются экспериментальные исследования, которые были выполнены с целью более полно раскрыть механизм вытеснения выпавшего в истощенном пласте газового конденсата легкими углеводородными растворителями: этаном, этан-пропановой фракцией, ШФЛУ. Одновременно изучалось влияние степени истощения газоконденсатного пласта на эффективность процесса вытеснения выпавшего конденсата растворителем.

Все эти растворители состоят практически только из промежуточных компонентов. Свойства промежуточных компонентов как растворителей веществ нефтяной и газаконденсатной природы подробно исследованы Т.П. Жузе, Г.С. Степановой, А.Ю. Намиотом и другими учеными. Основные интересующие нас физические свойства промежуточных компонентов даны в табл. 3.4. Зависящие от давления параметры - плотность, вязкость, константа фазового равновесия - фиксированы при давлении 10 МПа, поскольку приблизительно такое значение давления характеризует начало завершающей стадии разработки ГКМ, к которой относятся многие из описываемых в данной работе исследований.

Наименьшей молярной массой из всех промежуточных компонентов и, следовательно, наименьшими плотностью и вязкостью при прочих равных условиях обладает этан. Особенностью физических свойств этана является то, что при типичных пластовых давлениях любой, в том числе и завершающей (5-15 МПа), стадии разработки ГКМ константы фазового равновесия этана близки к единице независимо от значения давления схождения. Эта особенность проявляется в процессе разработки ГКМ на истощение, в частности, в том, что содержание этана в пластовом газе и продукции промысла почти не изменяется за весь период разработки.

ТАБЛИЦА 3.4

Некоторые свойства промежуточных углеводородов метанового ряда

O'- 0L

С₂, % КГФ, г/м* 100 г

Рис. 3.9. Компонентоотдача в процессе нагнетания этана в модель пласта:

1, 2, 3, 4 и 5 - поровый объем этана соответственно 0,9; 1,6; 1,5; 1,3 и 1,1

M_Cs+, г/моль 200 г 50

100

0

2 V

Рис. 3.8. Зависимость молярной массы M_С5+

(кривая 1), молярной доли С₂ (кривая 2) и КГФ (кривая 3 ) от объема закачанного этана

Рис. 3.10. Зависимость молярной массы М_ё5+ , расхода этана G, КГФ (а) и молярной доли С₁₉ С₂, ё₅₊ (•) от    объема прокачанного газа:

I - p    = 6 МПа;    t    = 60 °С; w = 2 м/сут;    С_{2 исх} = 11,7 %; II - p =    10 МПа; t    =    60    °С; w    =

= 2,5    м/сут;    С_{2 исх}    = 4,5    %; III - p = 15    МПа; t = 60 °С; w = 1 м/сут;    С_{2 исх}    =    9,3    %; IV    -

p = 6    МПа;    t =    20 °С;    w = 2 м/сут; С_{2    исх} = 8 %; V - p = 6 МПа;    t =    20 °С;    w =    3 м/сут;

ё_{2 исх} = 8 %. Вертикальная пунктирная линия разделяет области С₃ и С₄

Константы фазового равновесия промежуточных компонентов с более высокой, чем у этана, молярной массой (пропан, бутан) при пластовых давлениях, характерных для завершающей стадии разработки ГКМ, значительно меньше единицы, но достаточно высоки, чтобы в газовой фазе сохранялось близкое к начальному содержание этих компонентов в течение всего периода разработки. Естественно, что значительная часть массы э тих компонентов на завершающей стадии разработки ГКМ содержится в жидкой фа-

зе - выпавшем конденсате, несмотря на относительно небольшую объемную долю конденсата в системе. Так, в истощенной до 10 МПа вуктыльской ГКС распределение масс промежуточных компонентов между газовой и жидкой фазами следующее:

Типичные для промежуточных компонентов свойства этана обеспечивают достаточно высокую эффективность вытеснения выпавшего конденсата при использовании этана в качестве растворителя: оторочка этана в условиях истощенной газоконденсатной залежи неограниченно смешивается как с пластовой газовой фазой, так и с пластовой жидкой фазой (выпавшим конденсатом).

Экспериментальные исследования позволили раскрыть механизм вытеснения конденсата этаном в условиях, когда ГКС является двухфазной со значительным преобладанием газовой фазы и с неподвижным до введения этана жидким конденсатом. Было показано, что выпавший конденсат тем эффективнее вытесняется этаном, чем значительнее пластовое давление превышает критическое давление (4,88 МПа) этана (рис. 3.8, 3.9, 3.10).

Рис. 3.10. Продолжение

1,0 1,2

Специально осуществленный эксперимент по вытеснению выпавшего конденсата оторочкой этана на модели пласта длиной около 1 м дал возможность детально исследовать механизм процесса вытеснения. На рис. 3.8 представлены графики изменения КГФ, молярной массы фракции С₅₊ и молярной доли этана в продукции в зависимости от объема закачанного рас-

творителя. Эксперимент проводили при постоянных давлении (13,2 МПа) и температуре (60 °С) со средней скоростью продвижения фронта этана 1,6*10^-5 м/с. Анализируя результаты эксперимента, можно прийти к выводу, что на фронте вытеснения осуществляется двухфазная фильтрация пластовой смеси. На рис. 3.9 показаны в относительных единицах зависимости содержания С_{ компонентов в отбираемой смеси от их молярной массы М{.

С_г = Ci (M),

где Q = C_xi /С_Ki - текущее содержание i-го компонента в продукции; C_Ki -содержание i-го компонента в модели пласта к концу процесса истощения.

При прокачке через модель пласта поровых объемов этана У_п = 0,9 компонентный состав продукции (кривая 1) соответствует составу газовой фазы пластовой смеси в момент завершения процесса истощения модели (при

а    V

М_{с 5+}, г/моль; (7, т/т    КГФ,    10W

Рис. 3.10. Продолжение

давлении 13,2 МПа). Состав отбираемой смеси резко меняется при прокачке 1,1 поровых объема этана (кривая 5).

Анализ состава фракции С₃₊ показывает, что относительное содержание наиболее тяжелого компонента имеет максимальное значение по ср авнению с другими компонентами. Эта закономерность соблюдается до прокачки 1,5 объема пор этана. Очевидно, этан, растворяясь в конденсате при непрерывном массообмене между фазами системы, создает на фронте вытеснения вал жидких углеводородов насыщенностью выше критической, при которой начинается двухфазная фильтрация. При прочих равных условиях эффективность процесса вытеснения конденсата этаном тем выше, чем ближе физическое сродство этана и конденсата: в условиях пласта с относительно невысокой температурой (около 20 °С) вытеснение конденсата происходит с меньшим удельным расходом растворителя, чем при температурах п риблизи-

M_Cs+9 г/моль; С, т/т    КГФ,    10⁵г/м⁵

Рис. 3.11. Зависимость молярной массы M _C5+ , расхода смеси этана и пропана G (молярная

доля 50 и 50 %), КГФ (а) и молярной доли C_t, С₂, ё₃ и С₅₊ (б) от объема прокачанного газа:

p = 6 МПа; t = 60 °С; w = 2 м/сут; (С₂ + С₃)_исх = 12,4 %

тельно 60 °С. Увеличение молярной массы растворителя позволяет повысить эффективность процесса вытеснения (рис. 3.11).

Влияние темпа прокачки растворителя на эффективность вытеснения выпавшего конденсата (табл. 3.5 и рис. 3.10) свидетельствует о важной роли в механизме вытеснения молекулярного и конвективного перемешивания.

В св язи с этим определение размеров зоны перемешивания (переходной зоны) пластового флюида с вытесняющим его растворителем является важной исследовательской задачей (как для науки, так и для практики).

Конденсатоотдача модели пласта длиной 5 м как функция скорости вытеснения выпавшего конденсата этаном

3.2.2

ОЦЕНКА РАЗМЕРОВ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ ВЫПАВШЕГО В ПЛАСТЕ КОНДЕНСАТА РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Анализ результатов выполненных экспериментальных исследований и расчетов показал, что выпавший в процессе истощения газоконденсатного пласта углеводородный конденсат может быть извлечен на поверхность с помощью жидких в пластовых условиях растворителей углеводородной природы.

Многочисленные эксперименты и промысловый опыт свидетельствуют о том, что для вытеснения углеводородов из пласта растворителем нет необходимости заполнять растворителем весь поровый объем, достаточно создать оторочку размером от 3-4 до 10-12 % объема пор. Максимальные размеры оторочки обусловливаются степенью неоднородности пласта-коллектора, минимальные - физикой образования переходной зоны в условиях однородного пласта. Для оценки минимальной длины переходной зоны при вытеснении нефти растворителем П.И. Забродин, Н.Л. Раковский, М.Д. Розенберг использовали результаты экспериментов на моделях однородного пласта длиной до 50 м. Было установлено, что при вытеснении нефти темп увеличения длины зоны смеси в начале процесса вытеснения очень высок, однако после того, как фронт растворителя продвинется на 10-20 м, длина зоны смеси практически стабилизируется. Так, на участке продвижения фронта от 20 до 50 м при отсчете от места поступления растворителя в пласт длина зоны смеси по экспериментальным данным возрастала в среднем всего на 9,5 %. При дальнейшем продвижении фронта за пределы 50-метрового участка темп возрастания длины зоны смеси становится незначительным: на расстоянии от 20 до 500 м длина зоны смеси по полуэмпирической формуле ВНИИнефти возрастает менее чем на 40 %. Это свидетельствует о том, что для оценки ожидаемой в пластовых условиях длины зоны смеси при проектировании опытно-промышленного эксперимента по вытеснению нефти или выпавшего конденсата растворителем можно выполнять лабораторные эксперименты на модели пласта длиной 20-50 м. В зависимости от проектного расстояния между нагнетательной и эксплуатационными скважинами полученное в экспериментах значение длины зоны смеси /_см можно увеличить согласно полуэмпирической формуле ВНИИнефти:

I = ёт^а

см

где С и а - безразмерные коэффициенты, являющиеся функциями соотношения вязкостей вытесняемого флюида и растворителя; 1 - пройденное фронтом растворителя расстояние, м.

С целью оценки длины зоны смеси при вытеснении растворителем выпавшего конденсата, фазовая насыщенность пласта которым низка, что типично для истощенных ГКМ Урало-Поволжья, были выполнены эксперименты на физических моделях пласта длиной 2; 5 и 20 м. Все эти эксперименты выполнены при температуре 30±1 °C. Скорость вытеснения конденсата растворителем соответствовала темпу продвижения фронта растворителя (этана) от 3-10^-6 до 9-10^-5 м/с.

Первым этапом экспериментов было создание в моделях условий, соответствующих по фазовому, компонентному составу и термодинамическому состоянию условиям истощенной до 6 МПа газоконденсатной залежи. Методика осуществления операций этого этапа, как и операций последующих этапов, рассмотрена выше. Исходная ГКС имела следующий состав (молярная доля, %): С₁ - 83,58; С₃ - 9,66; С₄ - 2,12; С₅ - 1,64; С₆ - 1,03; С₇ -

0,71; С₈ - 0,58; С₉ - 0,29; С₁₀ - 0,19; С₁₁ - 0,10; С₁₂ - 0,10.

Вторым, основным этапом было вытеснение растворителем - этаном двухфазной ГКС с целью извлечения выпавшего конденсата. Результаты, полученные на втором этапе экспериментов, приведены на рис. 3.12 и 3.13. Обращает на себя внимание такая особенность процесса вытеснения конденсата, как компактность зоны смеси, т.е. приведенной к пластовым условиям части продукции с молярной массой 30 г/моль, превышающей молярную массу закачиваемого растворителя - этана. Эта компактность зоны смеси объясняется, очевидно, низкой насыщенностью пористой среды выпавшим конденсатом: при давлении истощения 6 МПа в жидкой фазе ГКС исследованного состава находится всего 1,5-2 % объема системы.

Из результатов описанных в этом разделе экспериментов следует, что независимо от значения насыщенности пласта выпавшим конденсатом (исследован диапазон от 1-2 до 10 % объема пор) относительная длина /_см/х зоны смеси растворитель - конденсат при вытеснении с типичными пластовыми скоростями не превышает для пройденных расстояний следующих значений:

Рис. 3.12. Динамика конденсатогазового фактора КГФ (кривые 1,    3,    5) и

молярной массы М продукции (кривые

2, 4, 6) при вытеснении конденсата этаном из моделей пласта различной длины L:

1, 2 - L = 20 м; 3, 4 - L = 5 м; 5, 6 -L = 2 м

Рис. 3.13. Зависимость ширины 1_см зоны смеси с молярной массой М > > 30 г/моль от пройденного фронтом этана расстояния х

на физической модели пласта длиной 5 м, пористостью 22 % и проницаемостью 1,1-10^-14 м² (в качестве пористой среды использован частично молотый кварцевый песок).

Модель ГКС исходного состава представляла собой 12-компонентную смесь углеводородов метанового ряда с конденсатогазовым фактором 350 г/м³ и давлением начала конденсации около 25 МПа; молярная масса фракции С₅₊ смеси была равна 123 г/моль. Предварительным этапом экспериментов было истощение ГКС от начального давления 25 МПа до заданного давления истощения 6 МПа при постоянной температуре 20 ± 1 °С. В процессе истощения значение параметра п_к1 не превышало 10^-18, т.е. истощение выполняли в условиях термодинамического равновесия. К концу истощения ГКС до заданного давления (6 МПа) насыщенность порового пространства модели пласта жидкой углеводородной фазой (выпавшим конденсатом) составляла около 10 % объема пор согласно контрольному опыту на бомбе фазовых равновесий PVT-8; вязкость жидкой фазы была равна 0,32 мПа-с.

Основной этап эксперимента состоял в прокачке углеводородного растворителя - этана (жидкость в условиях эксперимента) при постоянном среднем пластовом давлении 6 МПа с постоянной скоростью продвижения фронта растворителя около 2-10^-5 м/с.

Длину зоны смеси выделяли (по данным хроматографического контроля) как длину участка фильтрационного потока с содержанием растворителя (этана) от 5 до 95 % (молярные доли).

В табл. 3.6 и на рис. 3.14 приведены результаты одного из опытов на модели пласта длиной 5 м.

По данным работы [12], влияние скорости вытеснения нефти растворителем на длину зоны смеси несущественно: уменьшение ср едней скорости более чем в 4 раза вызывало уменьшение длины зоны смеси всего на 5 %.

Динамика содержания в продукции и удельного расхода растворителя-этана при вытеснении выпавшего конденсата на модели пласта длиной 5 м (скорость 210^-5 м/с)

Механизм образования зоны смеси в условиях истощенного газоконденсатного пласта при закачке в него растворителя, естественно, несколько отличается от механизма образования зоны смеси в нефтяном пласте. Низкая фазовая насыщенность истощенного газоконденсатного пласта выпавшим конденсатом и, естественно, высокая газонасыщенность должны обусловливать более значительную зависимость длины зоны смеси от скорости вытеснения конденсата растворителем, чем это найдено при вытеснении нефти растворителем. Для подтверждения этого предположения были выполнены эксперименты по вытеснению выпавшего конденсата растворителем (этаном) с различной скоростью продвижения фронта растворителя в модели пласта длиной 5 м. Результаты экспериментов представлены в табл. 3.7 и на рис. 3.15.

Рис. 3.14. График изменения молярной доли растворителя С₂ в продукции и его удельного расхода на 1 т извлекаемого конденсата G

Рис. 3.15. Влияние скорости вытеснения w на длину зоны смеси /_см конденсат - этан

/см f М

3,01—

О-¹-¹-¹-¹-

2    4    6    8    w,    м/сут

Динамика длины зоны смеси при вытеснении выпавшего конденсата этаном (давление 6 МПа, температура 20 °С, модель пласта длиной 5 м)

Как и следовало ожидать, в пористой среде, содержащей двухфазную ГКС, при прокачке жидкого в пластовых условиях растворителя обнаруживается зависимость длины зоны смеси конденсат - растворитель от скорости прокачки. Это объясняется особенностями механизма вытеснения двухфазной ГКС истощенного пласта растворителем, вязкость которого больше вязкости пластовой газовой фазы, но меньше вязкости пластовой жидкой фазы (выпавшего конденсата).

Движение смеси пластовой газовой фазы и этана (“первой” смеси) начинается сразу после начала закачки растворителя в пласт. В то же время вследствие низкой фазовой насыщенности выпавшим конденсатом движение смеси конденсата и растворителя (“второй” смеси) начинается только после того, как насыщенность этой смесью достигает критической величины приблизительно в 30-40 % от объема пор.

Скорость движения первой смеси определяется скоростью закачки растворителя в пласт. Поток этой смеси является источником абсорбируемого конденсатом растворителя, и, естественно, что скорость потока влияет на динамику образования смеси конденсат - растворитель. Эксперименты показали, что с увеличением скорости закачки растворителя длина зоны смеси конденсат - растворитель увеличивается, но при скоростях продвижения фронта растворителя более (5^6)-10^-5 м/с это увеличение становится незначительным.

В описываемых экспериментах по изучению влияния скорости потока на механизм образования зоны смеси конденсат - растворитель скорости фильтрации не выходили за границы области существования закона Дарси; границы области были определены по соотношению В.Н. Щелкачева:

₀    10 vJk-р    , _л

Ке_Ла_М=—г;—-< 1,    (3.2)

m ’ П

где Ие_лам - число Рейнольдса в ламинарной области фильтрации флюидов; v - скорость фильтрации флюида, м/с; k - проницаемость пористой среды, м²; р - плотность флюида в пластовых условиях, г/см³; п - вязкость флюида в пластовых условиях,    10^-1 Па-с; m - пористость    пласта,    доли    объема.

Даже для    эксперимента, выполненного с    наибольшим    темпом    прокачки

растворителя 8,7-10^-5 м/с, число Рейнольдса было равно (1+3)-10^-3, т.е. значительно меньше критического значения Re = 1.

Таким образом, все эксперименты на модели пласта длиной 5 м были выполнены в области существования закона Дарси, типичной для пластовых процессов.

Эксперименты на моделях пласта длиной 5 и 20 м показали, что при типичных пластовых скоростях 10^-6 и 10^-4 м/с длина зоны смеси растворитель - конденсат в 1,5-3 раза меньше величин, полученных для процесса вытеснения нефти растворителем для тех же расстояний 5 и 20 м соответственно. Таким образом, эффективность вытеснения выпавшего конденсата растворителем выше, чем нефти, если оценивать процесс по минимально необходимому объему оторочки растворителя: 2-3 % объема пор для конденсата по сравнению с 3-4 % объема пор для нефти. Этот обоснованный экспериментальным путем вывод весьма важен для газопромысловой практики. Разумеется, максимально необходимый размер оторочки растворителя, как и п ри вытеснении нефти, может быть оценен только по результатам опытно-промышленного эксперимента. Очевидно, что и этот размер будет несколько ни-же, чем при вытеснении нефти (6-8 % объема пор по сравнению с 10-12 %).

Основной вывод из результатов проведенных исследований можно сформулировать следующим образом. Образование зоны смеси при вытеснении растворителем жидких углеводородов типа газового конденсата с низкой фазовой насыщенностью пласта (S < 5_кр) происходит на существенно меньших пройденных фронтом растворителя расстояниях, чем в случае вытеснения растворителем нефти, насыщенность пласта которой S > S_Kr

3.2.3

ПОВЫШЕНИЕ КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТА ПРИ НАГНЕТАНИИ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА

Эффект повышения нефтеотдачи при закачке диоксида углерода по сравнению, например, с заводнением обусловлен, прежде всего, развивающимся процессом смешивающегося или частично смешивающегося вытеснения, увеличением насыщенности пласта нефтью вследствие растворения в нефти диоксида углерода, улучшением соотношения вязкостей и уменьшением поверхностного натяжения на границе вытесняемого и вытесняющего флюидов. Наилучший эффект и максимальный коэффициент нефтеотдачи обеспечиваются при смешивающемся вытеснении, которое возможно только в определенных термобарических условиях.

Как показали А.Ю. Намиот, И.И. Дунюшкин, В. Холм и другие исследователи, минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода при данной (пластовой) температуре зависит от молярной массы нефти и незначительно от ее компонентного состава. Минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода тем больше, чем выше температура и молярная масса нефти (углеводорода). Проведенные В. Балинтом, П.И. Забродиным,

Н. Манганом и другими учеными экспериментальные исследования показали, что процесс смешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода происходит при многократном контактировании в процессе фильтрации смешивающихся компонентов и постепенном обогащении зоны смеси тяжелыми углеводородами. Поэтому равенство минимальных давлений смесимости не может полностью характеризовать идентичность процессов смешения. Согласно тем же исследованиям, минимальное давление смесимости многокомпонентной углеводородной жидкости (нефти) можно определять по минимальному давлению смесимости бинарной смеси диоксида углерода с каким-либо индивидуальным углеводородом, молярная масса которого равна молярной массе нефти. Минимальное давление смесимости с диоксидом углерода нефтей различной молярной массы определяется экспериментально. Так, при пластовой температуре 60 °С однофазное состояние смеси и, следовательно, смешивающееся вытеснение диоксидом углерода нефти с молярной массой 185 г/моль возможно при давлении 14 МПа и более, для нефти или конденсата с молярной массой 115 г/моль достаточно давление 11 МПа и более.

В зарубежной и отечественной практике, если судить по литер атуре, нет примеров разработки газоконденсатных месторождений с применением диоксида углерода в смеси с природным газом для закачки в пласт с целью поддержания давления.

Процесс извлечения конденсата из пласта газоконденсатного месторождения в отличие от нефтяных месторождений характеризуется небольшой исходной насыщенностью порового пространства жидкой углеводородной фазой в пределах не выше 10-15 % объема пор, облегченным по сравнению с нефтью составом углеводородов и присутствием природного газа (в основном метана) в большей части порового пространства.

Основываясь на экспериментальных исследованиях для нефтей, можно оценить минимальное давление смесимости с этим агентом индивидуального углеводорода, молярная масса которого равна молярной массе конденсата.

Наибольший интерес для изучения процессов смешивающегося вытеснения конденсата диоксидом углерода представляют подробные исследования Г. Римера и Б. Сейджа системы диоксид углерода - декан, молярная масса которого (142 г/моль) характерна для конденсата.

По результатам этих исследований была построена зависимость минимального давления смесимости системы диоксид углерода - декан от температуры, представленная на рис. 3.16. Там же для сравнения нанесены зависимости минимального давления смесимости диоксида углерода с этаном С₂ и пропаном С₃, полученные экспериментальным путем на аналогичной установке. На кривых нанесены критические точки А, В, D: левая часть кривых относится к жидкости, правая - к газообразному состоянию. При температуре выше критической (31 °С) диоксид углерода представляет собой газ, и система диоксид углерода - декан при давлении выше минимального давления смесимости также будет в газообразном состоянии. Для температуры 60 °С это давление должно быть равно или больше 11,8 МПа.

р, МПа

0    50    100    t,°C    1    2    3    4    а

Рис. 3.17. Зависимость молярной доли Х_ёё2 диоксида

углерода в жидкой смеси с деканом от давления р и температуры t:

1 - а = f( Х_ёО2 ); 2, 3, 4, 5, 6 - температура соответственно 4,4; 20; 38; 71 и 104 °С

Рис. 3.16. Экспериментальные зависимости минимального давления смесимости нефтей с диоксидом углерода от температуры:

Ниже минимального давления смесимости система будет двухфазной; газообразный диоксид углерода, растворяясь в жидком конденсате, увеличивает его объем, что приводит к увеличению насыщенности пористой среды жидкой фазой. На рис. 3.17 представлены зависимости молярной доли диоксида углерода в жидком декане ^со₂ от давления при различных

температурах. Там же нанесены экспериментальные точки, полученные в наших опытах при комнатной температуре (20 °С) на трубной насыпной модели пласта, которая будет описана ниже. По тем же данным была построена нанесенная на рис. 3.17 зависимость увеличения первоначального объема жидкости (декана) а от содержания растворенного в ней диоксида углерода Х_С02. Приведенные данные по системе диоксид углерода - декан

послужили основой для выбора условий экспериментального исследования извлечения из пористой среды жидкого декана, которым моделировали конденсат.

Процесс извлечения выпавшего в пласте конденсата диоксидом углерода изучался на установке, схематически представленной на рис. 3.18. Опыты проводили на термостатируемой трубной модели пласта, которая состояла из четырех прямых труб диаметром 2,5*10^-2 м, соединенных между собой коле-

Рис. 3.18. Схема экспериментальной установки с четырехсекционной моделью пласта:

1 - модель; 2 - манометр; 3 - вентиль запорный; 4 - вентиль регулировочный; 5 - редуктор; 6 - баллон С0₂; 7 - баллон N₂; 8 - хроматограф; 9 - барботер; 10 - газовый счетчик

нами на фланцах; общая длина модели 10,1 м. Некоторые опыты проводили на одной трубе длиной 2 м. Пористая среда модели представляла собой кварцевый песок широкой фракции проницаемостью 2,4*10^-13 м², а поровый объем модели был равен 1250 см³. Выпавший в пласте жидкий конденсат моделировали, как уже отмечалось выше, деканом. Связанную воду не моделировали во избежание побочных эффектов взаимодействия с ней диоксида углерода.

Для создания равномерной насыщенности модель, в которой предварительно создавалось давление каким-либо газом, заполняли жидкой смесью декана с пропаном (заранее приготовленной в контейнере) и затем дегазировали через пять отводов по длине пласта. Различную насыщенность создавали путем изменения состава жидкой смеси пропан - декан в контейнере. Количество декана в модели и насыщенность пористой среды определяли по изменению порового объема и уточняли после опыта по количеству извлеченного декана. О полном извлечении декана и чистоте модели после опыта свидетельствовало значение порового объема.

Перед началом опыта по извлечению декана диоксидом углерода модель продували и заполняли метаном до давления опыта (« 8 МПа), которое несколько выше минимального давления смесимости при температуре опыта 34 °С. Такая температура превышает критическую температуру диоксида углерода (31 °С). В модель пласта диоксид углерода подавали из контейнера с помощью пресса или давлением газа. Из модели поток смеси после регулировочного дроссельного вентиля поступал в змеевик, охлаждаемый водой, далее в закрытый стеклянный мерный цилиндр, где сепарировали жидкий декан, и в газовый счетчик (ГСБ-400), на котором измеряли количество газообразной смеси метана с диоксидом углерода. Перед газовым счетчиком устанавливали стеклянные пипетки для отбора проб смеси газов и анализа их на газоанализаторе, который работает на принципе поглощения диоксида углерода раствором едкого кали.

Методика проведения основных опытов заключалась в том, что из модели пласта, предварительно заполненной исходным количеством жидкого декана и метана, при постоянном давлении и температуре непрерывно производили выпуск продукции в заданном темпе и периодически фиксировали показания приборов и мерных устройств.

По результатам измерений определяли (рис. 3.19) текущий коэффициент извлечения декана n = Q_C / Q ₀ ( Q ₀ - объемное начальное количество

^C10 ^C10 ^C10

декана в модели, Q_C - текущее объемное количество декана, извлеченное

10

из модели), текущую насыщенность порового пространства деканом

S = -Q_C - Q_C .уУ_м (У_м - поровый объем модели); содержание диоксида

углерода в газовой смеси на выходе - С0₂; текущую долю жидкого декана в извлекаемой продукции о = AQ _{C 0} /AQ _{C 0} + AQ^J ( AQ^- приведенный к

пластовым условиям объем вышедшего газа) и интенсивность извлечения декана С = AQ^J AQ_njr

Опыты в условиях однофазной фильтрации проводили при различной начальной насыщенности порового пространства деканом (S = 6-20 % объема пор) и различной скорости фильтрации (v = (2,2+8,3)*10^-5 м/с в диапазоне типичных пластовых скоростей). Во всех опытах происходило смешивающееся вытеснение и декан полностью извлекался. Физическая картина процесса извлечения декана из модели пласта при нагнетании диоксида углерода во всех опытах идентична и иллюстрируется зависимостями (рис. 3.20), полученными в опыте при S = 12 % и v = 4-10⁵ м/с. Диоксид углерода в добываемом газе появляется при О_м/У_м * 0,87, а декан начинает извлекаться при содержании С0₂ * 50 %.

В начальный период процесса извлечения содержание декана в продукции примерно постоянно и составляет а = 37 %, т.е. в 3 раза больше исходной насыщенности пористой среды деканом (S = 12 %), что свидетельствует

об образовании движущейся зоны повышенной насыщенности (“вала”) декана. Затем, несмотря на максимальную растворяющую способность газа (С0₂ = 100 %), интенсивность извлечения декана или содержание его в продукции резко снижаются из-за уменьшения текущей насыщенности пористой среды жидкостью, и процесс практически заканчивается за период извлечения 0,2-0,3 порового объема газа.

Аналогичный характер извлечения декана отмечался и в опытах вытеснения его жидким диоксидом углерода, которые проводили при охлаждении модели водой до температуры 12-14 °С и давлении около 5 МПа. Как и в экспериментах по смешивающемуся вытеснению декана этаном или пропаном, можно с некоторыми допущениями считать, что в условиях полной смесимости интенсивность извлечения декана (конденсата) пропорциональна содержанию смешивающихся компонентов в пористой среде, т.е. C~S/(1- S).

Результаты экспериментов позволяют рекомендовать применение диоксида углерода при разработке газоконденсатных месторождений. На завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений выпадение конденсата в призабойной зоне пласта может привести к существенному уменьшению продуктивности скважин. Восстановление их продуктивности возможно не только при смешивающемся вытеснении конденсата из призабойной зоны диоксида углерода. Если пластовое давление ниже минимального давления смесимости, то за счет растворения газообразного диоксида углерода в жидком конденсате происходит увеличение насыщенности пласта жидкой фазой; возможно такое увеличение насыщенности, которое сделает жидкую фазу подвижной, т.е. возникнет двухфазная фильтрация.

г|; с С0₂, %

Рис. 3.19. Зависимость текущих коэффициента п извлечения декана и насыщенности S' порового пространства деканом, содержания С0₂ в газовой смеси на выходе модели пласта, текущей доли а жидкого декана в извлекаемой продукции от объема прокачанного диоксида углерода

Рис. 3.20. Зависимость насыщенности S порового пространства и доли а декана в продукции от объема выходящего газа

На описанной выше экспериментальной установке (см. рис. 3.18) были проведены опыты, которые позволили определить условия возникновения двухфазной фильтрации при нагнетании газообразного диоксида углерода в пласт с исходной насыщенностью жидким конденсатом ниже критической.

Опыты проводили при различной начальной насыщенности вплоть до критической в термодинамических условиях, обеспечивающих примерно двукратное увеличение объема конденсата за счет растворения в нем углекислоты.

В первом из описываемых опытов начальная насыщенность пористой среды модели деканом составляла S = 11 % объема пор (это значение характерно для пласта, а не для призабойной зоны). При фильтрации газовой фазы, которую моделировали азотом, относительная проницаемость модели пласта (проницаемость, отнесенная к ее величине для “чистой” модели) практически не изменялась и составляла k = 1,04. Фильтрация газообразного диоксида углерода при среднем давлении около 5,5 МПа и температуре 23 °С не привела к выносу декана, хотя относительная проницаемость вследствие разбухания конденсата и увеличения его насыщенности понизилась до k = 0,89. При указанных термодинамических параметрах непосредственно измеренное количество растворенного диоксида углерода X_C02 = 81 %, чему соответствует а = 2,3 (см. рис. 3.17). Это означает, что при фильтрации диоксида углерода насыщенность возросла до S = 2,3-11 % = 25 %, однако не достигла критической, и поэтому конденсат остался неподвижным. Как следует из полученной ранее экспериментальной зависимости k = k (S), значению S = 25 % соответствует k = 0,89.

В аналогичном опыте, проведенном при начальной насыщенности S = = 27 %, давлении 5 МПа, температуре 21 °С и средней скорости фильтрации v = 3,3-10^-5 м/с, обнаружены вынос декана и уменьшение насыщенности до S = 19 %. Процесс характеризуется постепенным уменьшением содержания декана в извлекаемой продукции с 10 до 3 %, при этом в модель было подано примерно 2,23 поровых объема диоксида углерода, из которых 0,73 пошли на замещение метана, а 1,5 - на процесс извлечения декана. Эта величина согласуется с расчетной, полученной по изложенной ниже методике.

Расчетная оценка показывает, что при указанных термодинамических параметрах молярная доля диоксида углерода, растворенного в декане, X_со₂= 75 % и ожидаемое увеличение объема а = 1,75. Это означает, что начальная насыщенность при растворении диоксида углерода увеличилась до S = 1,75-27 % = 47 %, т.е. стала больше критической, что и привело к двухфазной фильтрации, а конечная критическая насыщенность S^ = 1,75-19 % = = 33 %.

При критической насыщенности порового пространства деканом, которая в данном случае составляет S₀ = 37 %, остальная часть порового пространства модели была заполнена диоксидом углерода при давлении 5,34 МПа и температуре 21,5 °С. Этим термодинамическим условиям соответствуют молярная доля диоксида углерода в декане X_C02 = 84 % и увеличение объема а = 2,8.

В результате разбухания конденсата начальная насыщенность S₀ = = 2,8-37 = 100 %. Поэтому процесс двухфазной фильтрации при постоянном давлении на входе с самого начала характеризовался интенсивным выносом декана. На рис. 3.21 показано изменение во времени насыщенности порового пространства S, объема продукции, приведенного к пластовым условиям и поровому объему модели О_пр/^_м, ^и содержания декана в ней а. В начале процесса основную часть продукции составляет декан (73 %), затем содержание декана резко падает до 10 %, а насыщенность при этом уменьшается с S0 = 37 % до S = 20 %.

На последнем этапе опыта давление было 5,1 МПа, а температура составляла 21 °С; этим условиям соответствуют X_C02 = 75 % и а = 1,85. По

указанным данным можно оценить конечную насыщенность S = 20-1,85 = 37 %, т.е. она такая же, как исходная критическая насыщенность. Фильтрация диоксида углерода после прекращения выноса декана показала, что относительная проницаемость модели k = 0,77 и близка к относительной проницаемости модели с S = 37 % при фильтрации азота. По зависимости k = k (S) этой величине k соответствует S = 35 %, т.е. величина, близкая к критической насыщенности модели декана. Неизменность критической насыщенности пористой среды деканом при растворении в нем диоксида углерода подтверждается расчетной оценкой происходящего при этом изменения поверхностного натяжения. Подсчитанное по общеизвестным зависимостям от парахора и экспериментальным данным исследуемой системы поверхностное натяжение изменяется от 25 до 5 мДж / м² при молярной доле диоксида углеро

что поверхностное натяжение начинает

да в декане Х_С09 = 86

Известно,

влиять на величину критической (остаточной) насыщенности, только если его значение становится менее 0,5 мДж/м². Некоторое различие в значениях критической насыщенности возможно, как уже указывалось, из-за изменения физико-химических свойств декана (конденсата) при растворении в нем уг

Приближенно,

лекислоты.

если

диапазоне S = 0^S принять прямолиней

ную зависимость k = 1-AS, можно вычислить, что вследствие уменьшения насыщенности деканом с S = 37 % до S = 20 % в указанном опыте относительная проницаемость для газа увеличилась с k = 0,77 до k = 0,88, т.е. на 14 %.

Необходимое для увеличения насыщенности пористой среды жидким конденсатом количество диоксида углерода можно определить расчетным путем на основании экспериментальных зависимостей молярной доли растворяющегося газа от давления и температуры и увеличения объема декана от молярной доли, приведенных на рис. 3.17.

Расчет проводили следующим

Рис. 3.21. Параметры опыта по вытеснению конденсата диоксидом углерода при двухфазной фильтрации смеси

образом. Для заданного (желательтельного) увеличения объема декана (конденсата) а = S^S₀ (где S_K и S₀ - конечная и начальная насыщенности жидкостью пористой среды) по зависимости а = а( X_C(02) определяли X_C(02 - молярную долю диоксида углерода, растворенного в жидком декане; по зависимости X_C(02 = X_C02(p, t) - соответствующее ей значение давления р при данной температуре t, а по термодинамическим таблицам - соответствующее значение плотности газообразного диоксида углерода Р^о/

Задаваясь рядом значений начальной насыщенности S₀ = 20-30 %, определили массовое количество диоксида углерода X_C(02, растворенного в жидком декане, на единицу порового объема из выражения

X _    ^GC02^^C02    (3 3)

^ё°²    (Gco₂/^co₂) + (Gcjq/^Cio) ’    .

где G_C10 = S₀ p_C10 - масса декана; ^ - молярная масса.

0бъем этого газа в пластовых условиях Q_CO2 = G_CO2/ р_С02. В долях

свободного от жидкости порового объема этот объем равен Q_CO2/(1 - S₀).

Кроме объемного количества диоксида углерода, который растворился в жидком декане, что увеличило насыщенность до S_K, необходимо подать в пласт диоксид углерода, который заполнит поровое пространство (1 - S_K). Суммарное количество диоксида углерода, которое необходимо подать в пласт для увеличения его насыщенности от S₀ до S_K,

Q _ Qco2/(1 - S) + (1 - S_K).

Результаты расчетов для исходной насыщенности S₀, составляющей 10, 20 и 30 %, в диапазоне изменения а = 1,1+3 при температурах 38 °С (пунктирная линия) и 71 °С (пунктирная линия) представлены на рис. 3.22, а, где показано изменение необходимого количества диоксида углерода Q в долях порового объема в зависимости от относительного увеличения насыщенности. На рис. 3.22, б приведены значения давления, обеспечивающего растворение нужного количества диоксида углерода. Эти зависимости показывают, например, что для увеличения исходной насыщенности призабойной зоны от S₀ = 30 % до S_K = 60 %, т.е. в 2 раза при температуре 71 °С и давлении р = 12 МПа, необходимо закачать не менее 1,5 поровых объема этой зоны. При критической насыщенности того же порядка (S^ = 30 %) это позволит уменьшить насыщенность в 2 раза, т.е. получить в призабойной зоне S^ = 15 %. Следует, однако, иметь в виду, что указанное количество диоксида углерода предполагает полное его использование в процессе заполнения порового объема и растворения. Практически потребное его количество из-за неоднородности пласта и недостатка времени массообмена может возрасти в 2-3 раза.

Проведенные опыты и расчеты показывают возможности извлечения выпавшего конденсата при закачке диоксида углерода в пласт на различных этапах разработки месторождения.

По результатам экспериментов и аналитических исследований показано, что эффективное применение диоксида углерода для закачки в истощенный газоконденсатный пласт с целью извлечения ранее выпавшего конденсата возможно на любой стадии истощения ГКМ. На ранней стадии разработки месторождения, при пластовых давлениях выше давления смесимости кон-б

р, МПа

а

Q

2,0

1,5

1,0

а

а

0,5

1,0    1,5    2,0    2,5    3,0

1,0    1,5    2,0    2,5    3,0

Рис. 3.22. Зависимость потребного количества Q диоксида углерода (объемы пор) и давления \ от относительного увеличения а насыщенности пласта жидкой смесью

денсата и диоксида углерода при пластовой температуре, механизм вытеснения конденсата будет таким же, как в случае вытеснения конденсата углеводородными растворителями. На завершающей стадии разработки ГКМ, когда пластовое давление ниже давления смешения конденсата и диоксида углерода, механизм вытеснения определяется условиями двухфазной фильтрации, так же как при прокачке обогащенного газа. Давление смесимости, которое разделяет области одно- и двухфазной фильтрации, зависит от молярной массы конденсата, насыщенности пласта этим конденсатом, пластовой температуры и должно находиться экспериментально для конкретной газоконденсатной системы.

3.2.4

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫТЕСНЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА ИЗ ПЛАСТА

Одним из авторов совместно с П.Г. Бедриковецким расчетным путем получены данные о распределении конденсата по пласту в ходе вытеснения газового конденсата оторочкой ШФЛУ в условиях Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Дана оценка содержания конденсата в характерных областях и скоростей движения флюидов, исследована динамика конденсатоотдачи.

При описании фильтрации многокомпонентной углеводородной смеси она представлена в виде тройной системы. Первым (легким) псевдокомпонентом является метан, вторым (промежуточным) - смесь этана, пропана и бутана, третьим (тяжелым) - фракция С₅₊. Предполагаем, что для трехкомпонентной системы справедлив закон Амага, при смешении псевдокомпонентов в любых пропорциях сохраняется суммарный объем смеси.

Через C_i (i = 1, 2, 3) будем обозначать объемные концентрации компонентов. Компонентный состав смеси определяется двумя концентрациями, например С₃ и С₂, поскольку С₁+С₂+С₃ = 1. На плоскости (С₃, С₂) точки, соответствующие всем возможным значениям концентрации компонентов в смесях, заполняют равносторонний прямоугольный треугольник С₁, С₂, С₃ (рис. 3.23). Бинодаль делит этот треугольник на однофазную и двухфазную области.

Если точка (С₃, С₂), соответствующая компонентному составу смеси, лежит выше бинодали, то смесь находится в однофазном гомогенном состоянии. На рис. 3.23, а точка А, соответствующая ШФЛУ в оторочке, и точка Е, соответствующая газу, проталкивающему оторочку по пласту, находятся в однофазноИ области. Если точка (С₃, С₂), соответствующая компонентному составу смеси, лежит ниже бинодали, то смесь находится в двухфазном состоянии. На рис. 3.23, а двухфазноИ газоконденсатноИ смеси, истощенноИ до 10 МПа ВуктыльскоИ залежи, соответствует точка В. Точки M и N определяют компонентные составы газовоИ и жидкоИ фаз. Из условия, что объемная концентрация С каждого компонента в фазах взята с весами, равными их насыщенностям, следует, что точки M, N и В лежат на одноИ прямоИ -ноде. Вся двухфазная область треугольника С₁, С₂, С₃ покрыта нодами, соединяющими “равновесные пары” точек М и N - компонентные составы жидкоИ и газовоИ фаз, находящихся в условиях термодинамического равновесия.

Каждая нода может быть задана концентрациеИ любого компонента в

одноИ из фаз. Будем задавать ноду концентрациеИ С второго компонента в газовой фазе. Величина С определяет положение точки на бинодали. Через а (С) и в (С) обозначим соответственно тангенс угла наклона но-ды абсцисс и ординату точки пер есе-чения ноды с осью С₂.

Математическая модель фильтрации трехкомпонентноИ углеводород-ноИ системы в пористоИ среде является обобщением модели Баклея -Леверетта фильтрации нефти и воды. Аналогично функции Баклея -Леверетта вводим функцию U₃ = = U(C₃, C), равную объемноИ доле тяжелого компонента в потоке. В двухфазноИ области взаимное вытеснение газожидкостных углеводородных смесеИ описывается уравнением

^дС3 + и = ₀

dt dx    ’

±(а О, + в)+К, + в)-⁰. <3.⁴>

Рис. 3.23. Фазовая диаграмма (а) вуктыльской газоконденсатной смеси и фазовая плоскость (б) системы уравнений движения

Здесь i - отношение порового объема, отсчитываемого вдоль пласта от нагнетательноИ галереи (скважины), к поровому объему пласта; t - отношение объема закачанного газа к поровому объему пласта. Введение таких безразмерных координат позволяет использовать предлагаемый метод расчета как для плоскопараллельного (галереИного) вытеснения в произвольноИ жесткоИ трубке тока, так и для радиального.

При крупномасштабном описании фильтрационных течениИ на расстояниях, сравнимых с длиноИ пласта (расстоянием между скважинами), и на отрезках времени порядка периода разработки можно пренебречь капиллярным скачком межфазного давления, диффузиеИ компонентов в потоке и не учитывать процессы межфазного массообмена.

В однофазноИ области процесс вытеснения одноИ углеводородноИ смеси другоИ описывается уравнениями конвективного переноса

(3.5)

В однофазноИ области U₃ = C₃. На рис. 3.23, б изображена зависимость U₃(C₃) при постоянном значении концентрации С (т.е. вдоль ноды). Однофазному течению газа (отрезок РМ) соответствует участок U₃(C₃). Двухфазному течению с неподвижноИ жидкоИ фазоИ при больших значениях га-зонасыщенности соответствует горизонтальный участок МК. Участок KL соответствует двухфазному течению, когда обе фазы подвижны. Горизонтальный участок LN соответствует малым значениям газонасыщенности, когда газовая фаза неподвижна. Однофазному течению жидкости NQ соответствует участок U₃ = C₃. Кривая PMKLNQ является аналогом кривоИ Баклея -Леверетта.

КомпонентныИ состав вуктыльскоИ газоконденсатноИ смеси (точка В) задает начальные условия для уравнениИ 3.4, 3.5; С_3В, С_2В - соответствующие концентрации.

КомпонентныИ состав ШФЛУ в оторочке (точка А) и состав газа, проталкивающего оторочку по пласту (точка Е), задают граничные условия; С_2А и С_2Е - концентрации второго компонента в ШФЛУ и проталкивающем газе.

Точное решение задачи фронтального вытеснения выпавшего в пласте конденсата оторочкоИ широкоИ фракции легких углеводородов, продвигаемоИ по пласту сухим газом, описывает распределение компонентов по пласту в ходе вытеснения, т.е. на плоскости (x, t). Решение имеет вид (рис. 3.24):

(3.6)

(3.7)

(3.8)

(3.9)

С₃ = 0, С₂ = С_2Е при 0 < X < t-Q,

С₃ = 0, С₂ = С_2А при t-Q < х < t,

^ё3    = ^ё3Р > ^ё2 = ^ё2Р ^прИ ¹ = ^U3F ^{/ ё}3р < х/1 < D,

^ё3 = ^ё3В >    ^ё2 = ^ё2В ^прИ D = ^(U3p^-U3B ^)(ё3р ^- С3В ⁾¹ < ^x/t < “.

Здесь Q - отношение объема оторочки ШФЛУ к поровому объему пласта (участка пласта).

На рис. 3.24 приведена структура зоны вытеснения, дан профиль распределения концентрациИ третьего и второго компонентов по пласту в некоторый момент после окончания закачки оторочки. Ось х = 0 соответствует нагнетательным скважинам, ось х = 1 - добывающим. Область В соответствует невозмущенноИ зоне [формула (3.8)]. Вслед за газом пластового состава

Рис. 3.24. Распределение объемных концентраций тяжелого (сплошная    линия)    и    промежуточного

(пунктирная линия) псевдокомпонентов по пласту в ходе вытеснения

t

В на добывающие скважины поступает конденсатныИ вал, КомпонентныИ состав которого соответствует точке Р. На рис. 3.24 зона движения этого вала также обозначена через F, она описывается форму-лоИ (3.8). Вслед за ШФЛУ (см. рис. 3.24, зона А) за оторочкоИ приходит проталки-вающиИ газ [зона Е, формула (3.6)].

Полученная на основе анализа точного решения структура зоны вытеснения подтверждает результаты лабораторных экспериментов. За счет перехода промежуточных углеводородов из нагнетае-моИ фазы в жидкую увеличивается насыщенность жидкоИ фазы выше предела ее подвижности. Подвижная жидкая фаза выносится в фильтрационном потоке к добывающим скважинам в конденсатном валу, которыИ формируется перед оторочкоИ ШФЛУ. В пористоИ среде за конденсатным валом т р етиИ псевдокомпонент отсутствует. Это соответствует полному вытеснению конденсата оторочкоИ ШФЛУ.

Характерные зоны на плоскости (x, t) разделены фронтами, которые движутся с постоянными скоростями. В данном случае x и t - координаты объемов. Скорость - это поровыИ объем, проходимыИ за время закачки единичного объема газа. Скоростям фронтов и компонентным составам в характерных зонах (3.6) - (3.9) можно дать геометрическую интерпретацию (см. рис. 3.23, •). Поскольку в оторочке и в проталкивающем газе тяжелыИ компонент отсутствует, точкам А и Е на плоскости (C₃, U₃) соответствует начало координат С₁.. Проведем через эту точку прямую U₃ = C₃ до пересечения с кривоИ U₃(C₃). Точка пересечения F определит КомпонентныИ состав конденсатогазового вала. Тангенс угла наклона прямоИ равен скорости фр онта оторочки (3.7) и скорости тыла оторочки (3.8) - единице. Соединим точки F и В. Тангенс угла наклона отрезка FВ равен скорости конденсатного вала D.

В области перед фронтом оторочки средняя по пласту концентрация тяжелого компонента рассчитывается по формуле

C3 (t) = C3 (1/t)-U3 (1/t)t.    (3.10)

Для графического определения среднеИ концентрации тяжелого компонента до момента прихода фронта конденсатного вала на добывающие скважины t < 1 /D необходимо через точку В на плоскости (C₃, U₃) провести прямую с наклоном 1 / t до пересечения с осью абсцисс. Абсцисса точки пересечения равна C₃(t). Расстояние от этоИ точки до точки С_3В пропорционально объему отобранного конденсата: С_3В - C₃(t). Текущая конденсатоотдача n(t) определяется по формуле

n(t)= [C3B-Ca(t)] / C3 в •    (3.11)

Для нахождения величины C₃(t) после момента прихода конденсатного

вала на добывающие скважины, но до момента прихода фронта оторочки 1 / D < t <

< 1 прямую с наклоном 1 /t надо п р овести через точку F (см. рис. 3.23). После прихода фронта оторочки C₃(t) = 0.

Рис. 3.25. Динамика конденсатоотдачи в ходе вытес-    Ц

нения

На рис. 3.25 показана динамика роста текущеИ конденсатоотдачи на стадии невозмущенноИ зоны и конденсатного вала. Полное извлечение конденсата (ц = 1) достигается в момент подхода фронта оторочки к добывающим скважинам, т.е. после прокачки одного порового объема.

На стадиях невозмущенноИ зоны и конденсатного вала конденсатоотдача линеИно возрастает с ростом вр емени t. Поскольку при t = 0 ц = 0, а п р и t =1 ц = 1, график n(t) однозначно определяется значениями 1 /D и n(1/D). Ниже приведены результаты расчетов этих величин для различных значениИ начальноИ насыщенности пласта жидкоИ фазоИ 5_н. Необходимость таких расчетов связана с тем, что нет прямых данных о насыщенности S жидкоИ фазоИ порового пространства на опытном участке Вуктыльского месторождения.

Текущая конденсатоотдача ц в момент 1/D подхода конденсатного вала к добывающим скважинам для различных насыщенностеИ 5_н коллектора ВуктыльскоИ залежи жидкоИ фазоИ при нагнетании в пласт оторочки ШФЛУ:

Из приведенных данных видно, что с увеличением S конденсатныИ вал придет на добывающие скважины быстрее, зона вала расширится; доля конденсата, добываемого на стадии вала, увеличится.

Очевидно, что на первом этапе опытноИ закачки не могут быть получены высокие технико-экономические показатели.

ТАБЛИЦА 3.8

Показатели процесса вытеснения конденсата на опытном участке Вуктыльского ГКМ

При оценке ожидаемых показателеИ опытно-промышленноИ эксплуатации опытного участка    были рассмотрены четыре    варианта:

закачка оторочки    ШФЛУ, проталкиваемоИ    сухим газом    (газом    сепара

ции), в пласт с конденсатонасыщенностью 5_н = 12,5 % объема пор, что соответствует условиям зон вуктыльского пласта, удаленных от забоев скважин;

закачка оторочки    ШФЛУ, проталкиваемоИ    сухим газом    (газом    сепарации), в пласт с конденсатонасыщенностью 5_н =    27 % объема    пор, что соот

ветствует условиям опытного участка (со средневзвешенноИ по объему конденсатонасыщенностью) ;

закачка обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана, пропана, бутана, в пласт с 5_н = 12,5 %;

закачка обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана, пропана, бутана, в пласт с 5_н = 27 %.

Во всех вариантах неоднородность пласта учитывалась коэффициентом охвата (приняли, что он равен 0,2). Это значение коэффициента охвата близко к полученному ВНИИГАЗом для месторождения в целом (0,17) при рассмотрении целесообразности осуществления различных методов воздеИ-ствия на пласт.

Показатели опытно-промышленноИ эксплуатации опытного участка, полученные на основании экспериментальных данных и расчетов с использованием математическоИ модели процесса, приведены в табл. 3.8.

3.3

ПРИМЕНЕНИЕ ОБОГАЩЕННОГО ГАЗА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ

ПЛАСТА

3.3.1

МЕХАНИЗМ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОЙ ФАЗЫ ПРИ НАГНЕТАНИИ ГАЗООБРАЗНЫХ АГЕНТОВ

Экспериментальные исследования одного из авторов показали, что если через истощенныИ газоконденсатныИ пласт, содержащиИ выпавшиИ углеводородный конденсат, фильтруется обогащенныИ газ или газообразный диоксид углерода, то при определенных условиях жидкая углеводородная фаза приобретает подвижность. Исследование условиИ подвижности жидкости рассмотрено ниже.

Одновременная фильтрация жидкости и газа возможна, если насыщенность пористоИ среды жидкостью больше некоторого значения, которое зависит прежде всего от характеристик пористоИ среды и физико-химических своИств жидкости и газа. Это критическое значение насыщенности обычно колеблется в пределах от 30 до 50 % объема пор.

Предварительные опыты по фильтрации азота через трубную модель пласта длиноИ 2 м, заполненную кварцевым песком широкоИ фракции, показали, что при проницаемости 1,25-10^-14 м² критическая насыщенность составляет 45 %, а при увеличении проницаемости до 10^-12 м² снижается до 19 %. При проницаемости 1,25-10^-14 м² получена прямолинеИная обратная зависимость относительноИ проницаемости по газу от насыщенности жидкостью, общая для гексана, декана и додекана, и одинаковое значение критическоИ насыщенности (45 %).

По современным представлениям критическая насыщенность при двухфазноИ фильтрации в данноИ пористоИ среде является функциеИ безразмерного параметра vn/o, где v - скорость фильтрации вытесняющего флюида, n - вязкость жидкости, о - поверхностное натяжение на границе фаз. Влияние этого параметра на критическую насыщенность начинает сказываться при vn /о > 10^-3. Для указанных жидкостеИ отношение ц/о соответственно равно 0,016; 0,038 и 0,058 с/м, т.е. меняется в 3,7 раза. Однако при скоростях фильтрации порядка 10^-4 м/с параметр vn /о в рассматриваемом случае остается менее 10^-5, что и объясняет неизменность критическоИ насыщенности.

Эти опыты подтвердили также, что значение критическоИ насыщенности практически не зависит от скорости фильтрации газа и его плотности р, если их произведение находится в обычных для пластовых условиИ пределах v - р = (5+20) - 10^-4 кг - м/м³ - с.

Фильтрация газа, растворяющегося в неподвижноИ жидкости, находя-щеИся в пористоИ среде, при определенных термобарических условиях может привести к существенному увеличению объема жидкоИ фазы, в результате чего возникает двухфазная фильтрация. Такими газами в пластовых условиях могут оказаться, например, обогащенные промежуточными компонентами углеводородные газы или диоксид углерода. Возникающая при этом двухфазная фильтрация будет продолжаться до тех пор, пока опять не будет достигнута критическая насыщенность, которая меньше исходноИ. Некоторую роль при этом играет изменение физико-химических характеристик на границе газ - жидкость.

Условия возникновения и закономерности движения жидкоИ фазы при фильтрации растворяющегося в неИ газа изучались экспериментально на трубноИ модели пласта длиноИ 10 м, заполненноИ кварцевым песком широ-коИ фракции. Опыты проводились при различноИ насыщенности пористоИ среды проницаемостью 2,4-10^-13 м² деканом (плотность декана 0,73 г/см³, молекулярная масса 142 г/моль) вплоть до критическоИ, которая в данном случае при фильтрации азота или другого, практически не растворяющегося в декане газа составляла 37 %. Меньшие насыщенности создавали, заполняя модели предварительно приготовленноИ жидкоИ смесью декана с пропаном, взятых в различных соотношениях, с последующеИ дегазациеИ. Фильтрующимся газом, растворяющимся в декане, служил диоксид углерода. Система декан - диоксид углерода детально изучена, что позволило построить используемые при анализе опытов зависимости молярноИ доли растворенного в декане диоксида углерода X от давления р при различных температурах X = = X(p, t) и зависимость увеличения первоначального объема жидкого декана а от молярноИ доли X, т.е. а = a(X).

Условия опытов выбирали такими, чтобы при комнатноИ температуре происходило приблизительно двукратное увеличение объема жидкого декана вследствие растворения в нем диоксида углерода.

В опытах измеряли давление на входе р₁ и выходе р₂ из модели с помощью образцовых манометров, а также расход газа q при атмосферных условиях с помощью газового счетчика. При двухфазноИ фильтрации объем

Рис. 3.26. Зависимость сопротивления пористой среды при фильтрации газа от скорости фильтрации

вышедшего из модели декана измеряли периодически с помощью стеклянной емкости. По результатам измерений строили зависимости величины Ар²/q n z от q, где Ар²    =

Ap²/qy\z, 10~⁴ МПа • см*⁵ д

_А А А_ 3

А АА^Д А

2,4

2,0

= р² -р2; n - вязкость газа; z - коэффициент сжимаемости газа п р и среднем по пласту давлении. Комплекс этих величин характеризует сопротивление пористой среды и обратно пропорционален ее проницаемости.

б

Один из опытов был проведен при начальной насыщенности пористой среды жидким деканом 11 %. При этом относительная фазовая проницаемость по азоту при этом составляла k = 1,04 (рис. 3.26, а, прямая 2). Некоторое увеличение проницаемости пористой среды при малых насыщенностях жидкостью отмечалось ранее. Фильтрация газообразного диоксида углерода через ту же пористую среду не привела в движение жидкую фазу, но оказалось, что проницаемость модели для газа снизилась и составляет k = 0,89 от исходной проницаемости “чистой” модели (см. рис. 3.26, а, прямые 1 и 3). Это можно объяснить только увеличением насыщенности пористости среды жидким деканом вследствие растворения в нем диоксида углерода. При термобарических условиях опыта - давление 5,5 МПа и температура 23 °С - по известным зависимостям можно определить величины Х₀ = 0,81 и а = 2,3. Следовательно, насыщенность пористой среды возросла при фильтрации диоксида углерода до 11*2,3 = 25 %, что и привело к уменьшению проницаемости. Так как насыщенность не превысила критическую (37 %), то жидкая фаза осталась неподвижной.

При критической насыщенности пористой среды деканом 37 % относительная фазовая проницаемость по азоту k = 0,77 (см. рис. 3.26, б, прямая 2). Фильтрация газообразного диоксида углерода через эту модель при давлении 5,1 МПа и температуре 20 °С привела к интенсивной неустановив-шейся фильтрации жидкого декана, по окончании которой вновь наступила установившаяся фильтрация диоксида углерода, а насыщенность деканом снизилась до 20 %. При этом относительная проницаемость пористой среды для газообразного диоксида углерода изменилась незначительно (см. рис. 3.26, б, прямая 3), так как насыщенность пористой среды деканом с растворенным в нем диоксидом углерода мало меняется - в основном за счет изменения физико-химических свойств (поверхностного натяжения и вязкости) насыщающей жидкости и может быть оценена расчетным путем величиной 20*1,75 = 35 %. В то же время относительная проницаемость по азоту приблизилась к проницаемости “чистой” модели (см. рис. 3.26, б, прямая 4). Неизменность критической насыщенности пористой среды деканом при растворении в нем диоксида углерода подтверждается расчетной оценкой происходящего при этом изменения поверхностного натяжения. Подсчитанное по общеизвестным зависимостям от парахора и экспериментальным данным исследуемой системы поверхностное натяжение изменяется от 25 до 5 мДж/м² при молярном содержании диоксида углерода в декане 36 %. Такое изменение о не сказывается на порядке величины vn/о.

В аналогичном опыте при начальной насыщенности, значительно меньшей критической и равной 27 %, фильтрация газообразной углекислоты также привела к выносу декана и уменьшению вследствие этого насыщенности до 19 %, которую можно считать критической при термобарических условиях опыта; фильтрация азота при этой насыщенности оставляет жидкую фазу неподвижной.

Низкая критическая насыщенность пористой среды жидкой углеводородной фазой может быть достигнута при фильтрации обогащенного промежуточными компонентами углеводородного газа (например, молярная доля, %: метана - 50, этана - 24, пропана - 17 и бутана - 9). Развивавшаяся п ри этом двухфазная фильтрация привела к критической насыщенности порядка 10 % по окончании выноса жидкости, а плотность жидкой фазы за счет растворения в ней газообразных углеводородов снизилась до 0,38 г/см³. Расчетная оценка показывает, что малое значение критической насыщенности в этом эксперименте объясняется резким уменьшением поверхностного натяжения на границе фаз и сближением вязкостей, вследствие чего параметр n/о изменяется на два порядка. Процесс растворения углеводородного газа в жидкости исследован на бомбе PVT. Таким образом, экспериментально показано, что при двухфазной фильтрации кривые фазовых проницаемостей и, прежде всего, критические точки зависят от растворимости газа в жидкости. Явление растворимости газа в жидкости при существенных увеличениях ее объема может привести к подвижности жидкости при небольших значениях насыщенности. Как показали исследования, это имеет практическое значение и обеспечивает возможность воздействия на истощенный газоконденсатный пласт с целью извлечения выпавшего в нем углеводородного конденсата.

3.3.2

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМА ВЫТЕСНЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА ОБОГАЩЕННЫМ ГАЗОМ

Выполненные эксперименты показали, что выпавший конденсат может быть извлечен из пласта путем прокачки газа, обогащенного этаном, пропаном, бутаном (С₂-С₄), и последующего вытеснения смеси сухим (пластовым) газом. В механизм процесса включаются следующие этапы:

однофазная фильтрация газовой фазы, являющейся смесью пластовой газовой фазы и закачиваемого обогащенного газа. Выпавший конденсат начинает поглощать С_2-4, так как концентрация этих компонентов в газовой фазе превышает равновесную. В результате насыщенность S жидкой углеводородной фазой также начинает увеличиваться, но фаза остается неподвижной: S^ > S₁ > S, (рис. 3.27, этап 1);

двухфазная фильтрация обогащенного газа и жидкой углеводородной фазы, являющейся смесью ранее выпавшего конденсата и компонентов С_2-4, поглощенных из обогащенного газа. Насыщенность жидкой фазой достигла критической и продолжает увеличиваться: S2 > S/ > S ₂ (этап 2);

Рис. 3.27. Схема развития механизма вытеснения выпавшего конденсата при закачке обогащенного газа и последующем вытеснении смеси сухим (пластовым) газом:

I - жидкий (выпавший) конденсат; II - закачиваемый сухой газ или пластовая газовая фаза; III - компоненты С₂-С₄ из обогащенного газа; 0-5 - этапы процесса; жирная линия - граница раздела фаз; тонкая линия - номинальные границы раздела фаз, соответствующие исходной насыщенности выпавшим конденсатом (S_B) и критической насыщенности жидкой углеводород^{ной фазой (}5_Кр._в^ 5_Кр.^ ^_Кр.ост⁾

двухфазная фильтрация газовой фазы, являющейся закачиваемым сухим газом или пластовой газовой фазой. Насыщенность жидкой углеводородной фазой, максимальная для всего процесса в начале этого этапа, снижается вплоть до критической вследствие перехода компонентов С_2-4 в газовую фазу: S3 > S3' ? S^ (этап 3);

однофазная фильтрация закачиваемого сухого газа или пластовой газовой фазы. Насыщенность жидкой углеводородной фазой снижается вплоть до остаточной вследствие продолжающегося перехода компонентов С_2-4 в газовую фазу: S4 > S4'> S^ (этап 4).

Очевидно, что из-за изменения состава фаз при переходе от начальных к конечным этапам процесса S^.^ * S^ * S^.,, где i - порядковый номер этапа; также очевидно, что S^ < S,, в чем и состоит эффект воздействия на истощенный газоконденсатный пласт путем прокачки обогащенного газа.

В отличие от процесса вытеснения нефти обогащенным газом, достаточно полно и широко исследованного Д. Кеном, Г.С. Стоуном и И. Крампом, С.Л. Заксом и другими исследователями, предложенный одним из автором книги процесс имеет целью извлечение из пласта жидкой углеводородной фазы при насыщенности пласта этой фазой, равной или меньшей критической насыщенности. Экспериментальные исследования подтвердили принципиальную возможность перевода ранее выпавшего конденсата, занимающего лишь небольшую долю порового пространства, в подвижное состояние с помощью прокачки обогащенного газа.

Эксперименты с целью оценки эффективности извлечения из пласта выпавшего конденсата были выполнены применительно к типичному ГКМ при заданном давлении истощения 10 МПа (25-30 % начального пластового давления) и постоянной температуре 62 °С в сосуде фазовых равновесий PVT-8 и на физической модели пласта длиной 5 м. Контролировали следующие параметры:

компонентный состав отбираемой продукции (использовали хроматограф ЛХМ-8 МД);

объем жидкой и газовой фаз (с помощью пресса ИП-6); количество подаваемого обогащенного газа (с помощью калиброванного поршневого контейнера КЖ-7);

текущие объем жидкой фазы и среднюю насыщенность в модели пласта (определяли расчетным путем по материальному балансу).

В сосуд PVT-8 со смесью метана, этана, пропана и бутана в соотношениях, отвечающих составу обогащенного газа (молярная доля 50, 24, 17 и 9 % соответственно), загрузили пластовый конденсат состава, близкого к составу пластовой жидкой фазы истощенного до 10 МПа Вуктыльского ГКМ. В пластовых условиях (10 МПа, 62 °С) жидкая фаза составила 12,5 % объема пор.

Очередную порцию обогащенного газа закачивали в сосуд после предварительного изобарического удаления основной части газовой фазы. Всего в эксперименте было прокачано обогащенного газа немногим более двух поровых объемов. В процессе выполнения эксперимента исследовали состав, плотность, молярную массу добываемой из бомбы и модели пласта газовой фазы, а для модели пласта - и вытесняемой жидкой фазы.

Результаты опытов в сосуде PVT-8, подтверждающие результаты расчетов по фазовым равновесиям, представлены на рис. 3.28. Они показывают, что выпавший конденсат интенсивно растворяет промежуточные компоненты из закачиваемого в пласт обогащенного газа. После прокачки 1,5-2 поровых объемов газа жидкая фаза увеличилась в объеме и приобрела гидродинамическую подвижность. Этому также, вероятно, способствовало снижение межфазного натяжения: расчеты с использованием парахоров индивидуальных углеводородов свидетельствуют, что в проведенном опыте после прокачки обогащенного газа в количестве приблизительно 1,5 поровых объема межфазное натяжение на границе раздела газовой и жидкой фаз снижается приблизительно в 4 раза.

Методика одного из лабораторных экспериментов по оценке эффективности вытеснения конденсата на модели однородного пласта (отдельно взятого блока) состояла в том, что последовательно определяли проницаемость “чистой” сухой модели пласта по метану, затем модель пласта заполняли пластовой жидкой фазой при давлении 10 МПа и температуре 62 °С. Определяли вязкость жидкой фазы при этих термобарических параметрах и затем проводили вытеснение пластовой жидкой фазы пластовой газовой фазой до практического исчезновения жидкой фазы в продукции (рис. 3.29). После этого проводили основной эксперимент по прокачке через модель пласта обо-

М₉ г/моль; 5_Ж; КГФ, г/м³; р, г/м ³

Рис. 3.28. График изменения параметров газовой и жидкой фаз при прокачке обогащенного газа:

1, 4 - молярная масса С₅₊ газовой и жидкой фаз М; 2 - относительный объем 5_ж; 3 -КГФ; 5, 6 - плотность жидкой р_ж и газовой р_г фаз

Рис. 3.29. Вытеснение пластового конденсата равновесной газовой фазой:

К_ж и К_С5+    -    коэффициенты вытеснения

жидкой фазы и углеводородов С₅₊; 5_ж - насыщенность модели пластовым конденсатом

гащенного газа следующего состава (молярная доля, %): метана - 50; этана -24; пропана - 17; бутана 9. Проницаемость модели пласта по метану п р и 10 МПа и 62 °С получена равной 10^-14 м². Пористость модели пласта 22 %. Вязкость пластовой жидкой фазы при 10 МПа и 62 °С по результатам непосредственных измерений составляла 0,116 мПа-с.

Остаточная насыщенность модели пласта пластовой жидкой фазой после прокачки приблизительно трех поровых объемов пластовой газовой фазы составила 35 % объема пор, что отражает условия призабойной зоны эксплуатационной скважины.

Вытеснение пластовой жидкой фазы, а затем двухфазной ГКС производили с темпом, который соответствовал равновесным условиям: средняя скорость продвижения фронта закачиваемого агента была равна приблизительно 10^-5 м/с.

Результаты эксперимента на модели пласта представлены на рис. 3.30. Как и в эксперименте в сосуде PVT, насыщенность пористой среды S (доли объема пор) жидкой фазой возрастает по мере закачки обогащенного газа. Насыщенность модели пласта жидкой фазой достигает 50-60 % объема пор после закачки обогащенного газа в количестве менее 50 % объема пор. В сосуде PVT такой насыщенности удалось достичь после прокачки 1,7-2 поровых объемов газа. Это объясняется тем, что в модели пласта исходная насыщенность жидкой фазой была почти в 3 раза более высокой, чем в сосуде PVT (35 и 12,5 % объема пор соответственно).

Максимальная насыщенность порового пространства жидкостью составила приблизительно 68 %. При дальнейшей прокачке обогащенного газа в продукции модели пласта стала быстро возрастать доля конденсата, а насыщенность порового пространства жидкостью соответственно уменьшилась. К моменту закачки 2,2 поровых объема газа насыщенность жидкой фазой составляла всего около 10 %; плотность жидкой фазы р также снизилась от начальной 0,592 до 0,38 г/см³. К этому времени было извлечено 96 % остаточных запасов С₅₊.

Рис. 3.30. Изменение некоторых параметров при прокачке обогащенного газа через модель-пласта

Рис. 3.31. Извлечение выпавшего конденсата (молярная масса 130    г/моль,    плотность

0,8 г/см³) в процессе прокачки при давлении 9 МПа и температуре 60 °С обогащенного газа, содержащего 50 % метана и 50 % пропана (молярная доля):

П - коэффициент извлечения; S - насыщенность порового пространства конденсатом; о и С₃ - содержание конденсата и пропана в пр о-дукции; О_пл/У_м - приведенный объем добытого газа

Аналогичный опыт на модели пласта длиной 10 м подтвердил высокую эффективность извлечения выпавшего конденсата из призабойной зоны газом, на 50 % (молярная доля) обогащенным пропаном (рис. 3.31).

Проведенные эксперименты показали, что для достаточно полного извлечения выпавшего конденсата (80-90 %) путем прокачки обогащенного газа необходимо повысить насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой до 50-60 % объема пор. Для извлечения выпавшего конденсата из призабойной зоны необходимо прокачать около 50 % объема пор обогащенного газа исследованного состава и затем вытеснить смесь, например, пластовой газовой фазой (должно быть прокачано до 0,7-1 объема пор этой “буферной” газовой фазы).

Для участков пласта, удаленных от эксплуатационной скважины и характеризующихся насыщенностью приблизительно 12 % объема пор, необходима прокачка приблизительно двух поровых объемов обогащенного газа с последующим вытеснением смеси пластовой газовой фазой (потребный объем прокачки этой “буферной” газовой фазы 1-1,5 поровых объема).

На модели пласта длиной около 1 м выполнен эксперимент, в котором моделировали удаленную от эксплуатационной скважины зону пласта с насыщенностью выпавшим конденсатом около 12 % объема пор. Проницаемость модели составляла около 10^-14 м², пористость 26,8 %. В отличие от описанного выше в этом подразделе эксперимента (на модели пласта длиной 5 м) в данном случае исходную насыщенность пористой среды жидкой фазой (выпавшим конденсатом) создавали путем истощения ГКС от давления выше давления начала конденсации до заданного давления 10 МПа. Была изменена также методика контроля компонентного состава продукции модели пласта в процессе вытеснения при 10 МПа истощенной двухфазной ГКС обогащенным газом: всю продукцию направляли сначала на блок отбора и анализа БОТАН, а затем с помощью ловушек разделяли на жидкую и газовую фазы и анализировали каждую фазу на хроматографе ЛХМ-8МД. Использование БОТАНа давало возможность оперативно получать информацию по текущему составу продукции и его динамике.

В данном опыте молярная доля компонентов (%) обогащенного газа следующая: С₁ - 64,82; С₂ - 9,21; С₃ - 9,83; С₄ - 15,96; С₅+ - 0,18; С₂ + С₃ + С₄ = = 35,00. Молярная масса С₂+ была равна 46,8 г/моль. Результаты представлены в табл. 3.9 и на рис. 3.32, 3.33. Обращает на себя внимание то обстоятельство, что выпавший конденсат появляется в продукции лишь после закачки 4,5 поровых объема обогащенного газа. Такое “запаздывание” объясняется тем, что, во-первых, хотя для увеличения насыщенности жидкой углеводородной фазой (ЖУФ) до критической по пласту в среднем достаточно, согласно расчетам, прокачать около 1,5 поровых объема обогащенного газа, все же движение ЖУФ начнется сначала вблизи зоны закачки, так как эта зона по отношению к обогащенному газу работает как фильтр-поглотитель С_2-4, а во-вторых, в двухфазном потоке движение ЖУФ отстает от движения газовой фазы тем сильнее, чем меньше превышение насыщенности ЖУФ над критической насыщенностью и чем больше соотношение вязкости ЖУФ и газовой фазы.

Анализируя факторы, влияющие на интенсивность увеличения насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой и соответственно на эффективность вытеснения выпавшего конденсата при прокачке через пласт обогащенного газа, можно придти к выводу, что в качестве определяющего насыщенность параметра следует принять безразмерный комплекс

ТАБЛИЦА 3.9

Динамика состава продукции при вытеснении ГКС обогащенным газом

Рис. 3.32. Изменение молярной доли легких (а — „) и тяжелых ( д — з) компонентов при вытеснении ГКС из модели пласта обогащенным газом

iпродукции

i=i    ^Ki

ASM

вк i=1

где AS = Sф - S_BK; Sф - наименьшая насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, принимаемая как нижний порог, при котором обеспечивается минимально приемлемый промышленный дебит выпавшего конденсата; S_BK -насыщенность пласта выпавшим конденсатом в момент начала закачки обогащенного газа; М_вк - молярная масса выпавшего конденсата; n - число компонентов в обогащенном газе; т_{ - молярная доля i-го компонента в обогащенном газе; K_i - константа фазового равновесия i-го компонента обогащенного газа при пластовых условиях в момент закачки обогащенного газа, когда насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой увеличилась до Sф (результирующий состав углеводородной смеси определяет величину давления схождения р_сх для смеси).

Приняв конкретные значения факторов, входящих в состав параметра о, возможно найти зависимость текущей насыщенности пласта S жидкой углеводородной фазой от о при заданных объемах закачанного газа. На рис. 3.34 приведена подобная зависимость для серии опытов, различающихся только составом обогащенного газа. В расчетах принято Sф = 0,70 объема пор; S_BK = = 0,125 объема пор; n = 4(С₁, С₂, С₃, С₄); М_вк - 79,2 г/моль; р_сх = 20^ ^35 МПа. Из рис. 3.34 видно, что значения о = 0,9^1,0 отвечают равновесной области - насыщенность пласта жидкой фазой практически не меняется пр и

Рис. 3.33. Изменение параметра фильтрации (а), молярной доли (•), молярной массы (в) и коэффициента извлечения („) С₅₊ при прокачке обогащенного газа через модель истощенного (10 МПа) вуктыльского газоконденсатного пласта

Рис. 3.34. Зависимость S = S (о) (объемы пор) при различных объемах V закачанного обогащенного газа:

1, 2, 3, 4, 5 - объем газа соответственно 5; 3; 2; 1 и 0,5 (объемы пор)

прокачке от 0,5 до 5 поровых объемов газа, значения о < 0,9 определяют область инверсии, насыщенность возрастает до момента закачки приблизительно одного порового объема газа, а затем, не достигнув величины S_KI, = = 0,35+0,4 объема пор, начинает снижаться.

Насыщенность достигает значений S > S^ только при о > 1,2.

Естественно, значения о и S = S^) для каждой газоконденсатной системы необходимо определять, принимая характерные для этой системы значения факторов, образующих параметр о. Выполненные Р. М. Саркисовым эксперименты свидетельствуют о возможности оптимизации процесса вытеснения выпавшего конденсата обогащенным газом, основанной на анализе зависимости насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой от безразмерного параметра о.

3.4

МЕТОД ДОРАЗРАБОТКИ ИСТОЩЕННОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РЕЖИМЕ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

Значительное количество газоконденсатных месторождений, в том числе в России, уже выработано или находится на завершающей стадии разработки. Поскольку остаточные запасы жидких углеводородов в недрах этой группы ГКМ весьма велики (50-60 % от начальных запасов), то существует актуальная проблема повышения конденсатоотдачи объектов, характеризующихся истощенными энергетическими ресурсами, а именно, низким пластовым давлением.

В своих исследованиях авторы уделили внимание этой важной проблеме. Результаты теоретических и экспериментальных работ 70-80-х годов позволили сделать вывод о том, что одним из реальных вариантов ее решения является эксплуатация истощенного газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. Технико-экономические предпосылки данной технологии, в которой сочетаются регулирование сезонной неравномерности газопотребления в конкретном регионе и доразработка остаточных запасов конденсата, состоят в том, что материальные и финансовые потребности при добыче жидких углеводородов в этом случае существенно сокращаются вследствие “попутного” характера производства.

В данном разделе анализируются результаты исследований авторов и их коллег по этой проблеме.

При фильтрации газовой фазы на начальной стадии разработки газоконденсатного пласта содержание С₅₊ в газовой фазе может быть весьма значительным.

Начальное содержание конденсата (г/м³) в пластовом газе для отдельных ГКМ было следующим: Ново-Троицкое - 427, Вуктыльское - 360, Уренгойское (валанжин) - до 300.

Однако по мере снижения пластового давления содержание С₅₊ в газовой фазе падает вследствие уменьшения растворяющей способности метана, основного компонента газовой фазы, при падении давления в системе.

Поведение сжатых одно- или многокомпонентных углеводородных газов как растворителей конденсата или его аналога изучалось многими исследователями. Интерес для нас представляют работы Б. Сейджа, Т.П. Жузе, С.Л. Закса, А.Ю. Намиота, Г.С. Степановой и др. [11, 15, 29, 42, 47].

Б. Сейдж изучал, в частности, влияние степени обогащения системы метан - я-бутан - я-декан промежуточным компонентом (я-бутаном) на распределение я-декана между жидкой и газовой фазами при температурах от 15 до 137 °С и давлениях от 0,8 до 34,5 МПа.

В области низких давлений, соответствующих условиям истощенного газоконденсатного пласта (5-10 МПа), растворимость я-декана в газовой фазе весьма ограниченна и незначительно изменяется при изменении содержания я-бутана в этой фазе (рис. 3.35). Константы фазового равновесия я-декана в области столь низких давлений не превышают 0,07-0,08, основная масса я-декана сосредоточена в жидкой фазе независимо от количества промежуточных компонентов (я-бутана) в системе.

Г.С. Степанова экспериментальным путем исследовала растворимость в сухом газе (метане) углеводородов различных групп с целью вскрыть природу пластовых потерь конденсата при разработке ГКМ на истощение. Результаты выполненных ею расчетов показали, что чем выше пластовое давление, при котором начата закачка газа, т.е. чем больше масса закачиваемого газа, тем более резко изменяются фракционный состав С₅₊ и его содержание в газе. При давлении 5,4 МПа фракционный состав С₅₊ в газовой фазе (как и в жидкой) изменяется очень незначительно, количество перешедшего в газовую фазу конденсата (С₅₊) в первый период закачки несущественно увеличивается (от 59 до 64 г/м³). После закачки более одного порового объема газа содержание С₅₊ в газовой фазе несколько уменьшается. Исследователь объясняет увеличение концентрации С₅₊ в процессе закачки сухого газа п р и низких давлениях тем, что при давлениях, близких к давлениям максималь-

и-С ₁₀, г/м ³    и- С ю, % ной конденсации этана, пропана и бутанов, присутствие их в газовой фазе уменьшает ее растворяющую способность по отношению к конденсату. Делается ссылка на данные Б. Сейджа (см. рис. 3.35), согласно которым при температуре 71,1 °С и давлении 5,52 МПа изменение молярной доли в газовой фазе я-бутана от 0 до 18 % слабо влияет на растворимость я-декана в газовой смеси, состоящей из метана и бутана, вызывая все более заметное уменьшение растворимости по мере возрастания количества я-бутана в газе свыше 8-12 %.

Рис. 3.35. Зависимость содержания н- С₁₀ в равновесной газовой фазе от содержания в ней н- С₄ для системы С₁+н- С₄+н- С₁₀ при 71,1 °С:

1, 2, 3 - давление соответственно 15,52; 10,35 и 5,52 МПа

Рис. 3.36. Эффективность туймазинского попутного газа (кривые 1' , 2 ') и диоксида углерода (кривые 1, 2) как растворителей нефти:

1, 1 ' - Ромашкинского месторождения (Татарстан); 2, 2 ' - Туймазинского месторождения (Башкортостан)

10    20    »-С₄, %

На примере Вуктыльского ГКМ Г.С. Степанова проанализировала влияние различных факторов на коэффициент дополнительного извлечения конденсата. Наибольшее влияние на интенсивность извлечения конденсата оказывают объем закачанного газа и пластовое давление, в значительно меньшей степени - состав газа. Изменение состава газа в широком диапазоне столь мало влияет на извлечение конденсата, что делается вывод о технологической нецелесообразности обогащения газа промежуточными компонентами при проектировании сайклинг-процесса, хотя не отрицается возможность получения определенного эффекта от добавления в закачиваемый газ пропан-бутановой фракции на начальной стадии разработки ГКМ. Отметим, что К.С. Басниев с соавторами предложил метод добычи выпавшего в пласте конденсата, также основанный на обогащении закачиваемого газа пропан-бутановой смесью и являющийся разновидностью частичного сайк-линг-процесса.

С.Л. Закс провел экспериментальные исследования по извлечению из пористой среды нефтей различного состава углеводородными газами высокого давления (10-40 МПа) при температурах от 20 до 140 °С. Было установлено, что с повышением пластового давления растворимость нефти в прокачиваемом газе увеличивается, причем возрастает средняя молярная масса перешедших в газовую фазу углеводородов. Обогащение газа, содержащего в основном метан, промежуточными компонентами (этан, пропан, бутан) и углекислым газом увеличивает растворимость в газе нефти. С повышением давления влияние состава газа на количество переходящих в газовую фазу углеводородов уменьшается (рис. 3.36).

Т.П. Жузе изучала растворимость в сжатом до 20-50 МПа природном газе нефтей многих отечественных месторождений. На рис. 3.37 приведены изотермы растворимости фракций, выделенных из нефтей парафиновой, нафтеновой и ароматической природы. По своим характеристикам фракции близки к газовым конденсатам (табл. 3.10). Природный газ содержал (массовая доля, %): метана - 74,2, этана - 11,9, пропана - 7,2, бутана - 4,3 и пентанов - 2,4. Исходное соотношение нефти и газа (по массе) во всех опытах было близко к единице. Было установлено, что растворимость углеводородов в газе зависит от их состава и увеличивается с ростом температуры и давления. В исследованном диапазоне давлений (20-50 МПа), значительно больших давлений, характерных для завершающей стадии разработки месторождений (5-10 МПа), растворимость нефти резко падает по мере приближения давления к нижней границе интервала. Отмечается повышение растворимости фракций в газе по мере возрастания отношения масс фракции и газа. С увеличением содержания легких компонентов в широкой фракции растворимость ее в газе растет при прочих равных условиях, однако это справедливо только при сходном групповом составе фракций. Был получен вывод, что при относительно высоких давлениях и температурах групповой и химический состав нефти мало сказывается на ее растворимос-

Рис. 3.37. Изотермы растворимости в сжатом природном газе широких фракций нефти парафинового (кривая 1), ароматического (кривая 3) и нафтенового (кривая 4) основания при 50 °С (см. табл. 3.10)

ти в газе, в то время как при низких давлениях и температурах существует взаимозависимость состава нефти и ее растворимости в газе. Отсюда, очевидно, можно сделать вывод, что на завершающей стадии разработки газоконденсатонефтяных месторождений при относительно низких пластовых давлениях (около 5-10 МПа) возрастает роль экспериментальных исследований в прогнозировании поведения конкретных газоконденсатных и газоконденсатонефтяных смесей.

С.Н. Бузинов с сотрудниками при участии одного из авторов экспериментальными методами исследовал процесс испар ения выпавшего конденсата при эксплуатации газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. В качестве физической модели пласта использовали трубу длиной 1 м с внутренним диаметром 4,3*10^-2 м, в которой был утрамбован кварцевый песок. Проницаемость модели составляла 2*10^-14 м², пористость -25 %. Сначала воспроизводили процесс истощения газоконденсатного пласта от давления 17,2 МПа (давление начала конденсации) до 3,4 МПа при заданной пластовой температуре 21 °С. Пластовый газ начального состава моделировали многокомпонентной углеводородной смесью, содержащей (молярная доля, %): С₁ - 87,2; С₃ - 7,0; С₄ - 2,0; С₅ - 3,8.

Начальное количество стабильного конденсата (С₅₊) в газе составляло около 157 г/м³, молярная масса - 95,4 г/моль. После истощения модели пласта в нее закачивали газ, повышая пластовое давление в разных опытах до 5,9; 9,8 и 14,7 МПа. Систему выдерживали для установления межфазного равновесия в течение 5-10 сут. Затем из модели пласта отбирали пробы газа для анализа компонентного состава и определения величины равновесного содержания конденсата в пластовой газовой фазе. В первой серии опытов

ТАБЛИЦА 3.10 Характеристика широких нефтяных фракций

закачку и отбор газа производили через один и тот же торец модели, во второй серии - через разные торцы. Молярная доля (%) компонентов в закачиваемом газе была следующей: С₁ - 95,86; С₃ - 3,38; С₄ - 0,52; С₅₊ - 0,24. Результаты опытов представлены на рис. 3.38 и 3.39. Из рисунков четко следует, что при давлениях от 5 до 10 МПа извлечение выпавшего конденсата с помощью прокачиваемого газа идет в очень низком темпе, если сопоставлять отборы конденсата с его остаточными запасами (см. рис. 3.38, графики 2 и 3).

Следует учитывать, однако, что эксплуатация истощенного ГКМ в режиме подземного хранилища газа может рассматриваться как метод повышения конденсатоотдачи конкретного месторождения, поскольку объем прокачки газа в этом случае практически не ограничен. Для осуществления промышленных отборов остаточного конденсата необходимо решать задачу достаточно полного извлечения тяжелых углеводородов (С₅₊) из газа при низком содержании этих углеводородов в отбираемом газе и в условиях относительно низких давлений на забое и устье скважин.

Экспериментальные и аналитические исследования Т.П. Жузе, С.Л. Закса, Г.С. Степановой, В.В. Юшкина, а также газопромысловая практика свидетельствуют о том, что на завершающей стадии разработки ГКМ содержание С₅₊ в добываемом газе составляет от 50-70 до 10-30 % содержания, зафиксированного в период начала разработки месторождения. Абсолютные величины содержания фракции С₅₊ в добываемом газе при пластовых давлениях ниже 10-15 МПа колеблются от 30-50 до 80-100 г/м³, т.е. являются относительно низкими. Вспомним, что на завершающей стадии разработки большинства ГКМ добывается всего 3-5 % извлекаемых запасов конденсата.

Анализ опубликованных работ показал, что, несмотря на выдвигавшиеся разными исследователями предложения о закачке в газоконденсатный пласт как на начальной стадии, так и на завершающей стадии разработки обогащенного промежуточными компонентами газа с целью повышения конденсатоотдачи пласта, механизм и эффективность извлечения конденсата обогащенным газом на завершающей стадии разработки совсем не исследованы.

В связи с этим под руководством одного из авторов выполнены экспериментальные исследования фазовых равновесий, позволяющие оценить вклад фильтрации газовой фазы в процесс переноса конденсата при нагнетании в истощенный газоконденсатный пласт газов, содержащих более 20 % (моляр-

Рис. 3.39. Содержание в продукции С₅+ при закачке и отборе газа через разные (кривая 1) и одну (кривая 2) “скважину”

Рис. 3.38. Динамика содержания С₅₊ в продукции в зависимости от количества объемов пор V прокачанного через пласт сухого газа:

1, 2, 3 - давление соответственно 14,7; 9,8 и 5,9 МПа

ная доля) промежуточных компонентов (С₂ + С₃ + С₄). Методикой опыта предусматривались следующие этапы, выполняемые последовательно: подготовка в рабочей бомбе двухфазной газоконденсатной смеси; подготовка во вспомогательной бомбе углеводородного газа заданного состава;

изобарический отбор части равновесной газовой фазы из рабочей бомбы с контролем количества отбираемого газа и анализом его компонентного состава;

закачка в рабочую бомбу углеводородного газа заданного состава объемом, равным в пластовых условиях объему отобранной на предыдущем этапе равновесной газовой фазы.

Два последних этапа повторяли в каждом опыте до получения заданного накопленного объема закачанного углеводородного газа. В исходной двухфазной газоконденсатной системе при заданных давлении 10 МПа и температуре 62 °С равновесная газовая фаза составляла 0,875 ± 0,01 общего объема системы. Составы фаз исходной системы приведены в табл. 3.11. В качестве нагнетаемых газов исследованы типичные газы дегазации сырого конденсата, обогащенные в различной степени компонентами С₂+ (табл. 3.12).

Накопленный объем закачанного углеводородного газа достигал в опытах не менее пяти объемов “порового пространства”. Результаты опытов, позволяющие оценить влияние состава нагнетаемого газа на вынос конденсата в газовой фазе, приведены в табл. 3.13 и на рис. 3.40. Сравнивая отдельные опыты, можно прийти к весьма важному заключению, что при прочих равных

ТАБЛИЦА 3.11

Составы (молярная доля, %) равновесных при условиях опыта газовой и жидкой фаз

ТАБЛИЦА 3.12 Состав закачиваемых газов

Динамика молярной доли (%) С₅+, КГФ (г/м³) и молярной массы М (г/моль) в равновесной газовой фазе при закачке газа, обогащенного компонентами С₂+ (давление 10 МПа, температура 62 °С)

условиях на равновесное конденсатосодержание газовой фазы влияет не только содержание компонентов С₂+ в нагнетаемом газе, но и не в меньшей степени молярная масса С₂+. Так, при практически одинаковом содержании С₂+ в газе, нагнетаемом в “пласт” в опытах 2 и 3, в первом случае отмечается увеличение КГФ, а во втором - резкое падение КГФ по мере закачки одного-трех объемов газа (см. рис. 3.40). Из рисунка следует, что независимо от состава нагнетаемого газа равновесное конденсатосодержание газовой фазы не превышает 50-55 г/м³ для исследованной газоконденсатной системы пр и 10 МПа и 62 °С.

Таким образом, экспериментальными исследованиями установлено, что обогащение прокачиваемого через истощенный пласт газа легкими промежуточными компонентами, этаном или этан-пропановой смесью дает возмож-

а

КГФ, г/м³

Рис. 3.40. Равновесное конденсатосодержание (КГФ) газовой фазы (а) и насыщенность S жидкой фазой (•) при давлении 10 МПа и температуре 62 °С как функции объема V закачанного газа в объемах пор (номер кривой соответствует номеру опыта)

б

0

0

8

8

4

ность незначительно повысить в газовой фазе содержание С₅+, но и этот слабый и непродолжительный эффект достигается за счет испарения из выпавшего конденсата его легкой части (см. табл. 3.12). Обогащение прокачиваемого газа пропан-бутановой смесью приводит не к повышению, а к уменьшению содержания С₅+ в газовой фазе смеси (см. рис. 3.40). Анализируя полученные экспериментальные данные и принимая во внимание результаты других исследователей, авторы пришли к однозначному выводу о том, что добычу из пласта выпавшего конденсата путем испарения в прокачиваемый углеводородный газ любого компонентного состава при давлениях ниже 10-15 МПа можно рассматривать, как правило, только в качестве способа попутного извлечения фракции С₅+ при эксплуатации истощенного пласта в режиме подземного газохранилища.

3.5

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ С ПОМОЩЬЮ РАСТВОРИТЕЛЕЙ

Многие газоконденсатные месторождения характеризуются наличием нефтяной оторочки. Она может быть либо сплошной, подстилающей газоконденсатную область залежи, либо, как правило, разорванной, когда нефть залегает в виде узкого кольца или цепочки фрагментов кольца.

Промышленная значимость оторочки определяется, прежде всего, абсолютным количеством запасов нефти. Однако важными критериями могут быть компактность запасов нефти, эффективная толщина нефтенасыщенной области, глубина залегания оторочки, а также коллекторские свойства пласта в этой области.

Если исследования свидетельствуют о низкой ожидаемой нефтеотдаче в случае разработки оторочки на режиме истощения, то может возникнуть вопрос о применении того или иного метода воздействия на оторочку. Как указывалось выше (см. раздел 1.4), при разработке нефтегазоконденсатной залежи возможно применение методов разработки, основанных на нагнетании в пласт воды для поддержания давления и вытеснения нефти в желательном направлении. Однако нагнетание воды исключается при плохих, как правило, коллекторских свойствах газоконденсатного пласта. Авторы, кроме того, убеждены в том, что применительно к таким сложным объектам, как газоконденсатный пласт, в том числе с нефтяной оторочкой (или тем более поэтому), необходимо соблюдать принцип “не навреди”. Рассматривая какие-либо методы воздействия на такие пласты, целесообразно иметь в виду нагнетание агентов, обладающих физико-химическим сродством с пластовыми углеводородами. Это могут быть либо газы, в первую очередь углеводородной природы, либо растворители.

Исходя из этих представлений, авторы с сотрудниками исследовали возможность применения растворителей для интенсификации добычи нефти при разработке нефтяной оторочки ГКМ.

Маломощная нефтяная оторочка газоконденсатной залежи как объект разработки запасов нефти обладает целым рядом особенностей, отличающих этот объект от нефтяных и газонефтяных залежей. Например, при значительной протяженности в горизонтальной плоскости нефтяные оторочки зачастую имеют мощность, измеряемую немногими десятками и даже единицами метров.

Практика разработки нефтегазоконденсатных залежей на истощение показывает, что при этом не достигаются приемлемые величины нефте- и конденсатоотдачи [10, 26]. Одним из возможных способов повышения нефтеотдачи нефтяных оторочек является метод барьерного заводнения и различные его модификации.

Однако соседство нефтяной оторочки с огромными, как правило, запасами газоконденсатной смеси дает возможность обеспечить комплексный подход к разработке месторождения углеводородов как единой системы. Даже если иметь в виду только возможность использования ресурсов газоконденсатной зоны при разработке нефтяной оторочки - одно это обстоятельство позволяет по-новому взглянуть на возможность выбора способов разработки, обеспечивающих повышенную по сравнению с разработкой на истощение степень извлечения запасов нефти.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа наметили направление, в котором, по-видимому, целесообразно продвигаться в ближайшие годы при проектировании разработки нефтяных оторочек ГКМ. Это применение растворителей, которые могут быть получены на сырьевой базе газоконденсатной зоны, для осуществления процесса вытеснения нефти нефтяной зоны.

Преимущества вытеснения нефти растворителями - особенно возможность получения высоких коэффициентов извлечения запасов нефти -широко известны [4, 12]. Специфика организации процесса подобного рода на нефтегазоконденсатном месторождении состоит в том, что имеется достаточно широкий выбор агентов-растворителей, что обеспечивает многовариантность при технико-экономическом анализе перспектив разработки месторождения в целом и нефтяной оторочки в частности.

Цель публикации настоящих материалов - обобщение накопленного авторами опыта при изучении вопросов разработки нефтяных оторочек ГКМ с закачкой растворителей.

Предполагается, что вошедшие в работу материалы будут полезны при проектировании разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, близких по строению и геолого-промысловым характеристикам к фи-липповской залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения.

3.5.1

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ, ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ И ОБОГАЩЕННЫМ ГАЗОМ

При вытеснении нефти водой или равновесным с нефтью газом (газом газовой шапки) капиллярные силы препятствуют снижению нефтенасыщен-ности за фронтом вытеснения ниже 25-50 %. В отдельных случаях остаточная нефтенасыщенность может быть даже несколько большей.

Процесс вытеснения нефти растворителями характеризуется отсутствием четких границ раздела фаз и практическим отсутствием капиллярных сил в зоне вытеснения, что обеспечивает почти полное вытеснение нефти при закачке определенного объема растворителя. Интересно сопоставить результаты опытов [26] по вытеснению нефти газом при наличии и в отсутствие капиллярных сил на границе вытесняющего флюида и нефти. В первом случае на моделях пласта длиной 6 и 37,5 м получены близкие коэффициенты нефтеотдачи (0,49 и 0,52) до начала повышения газового фактора; конечные коэффициенты нефтеотдачи получены одинаковыми (0,67). Во втором случае на моделях пласта длиной 7 и 37,5 м соответствующие коэффициенты составили 0,675 и 0,82 до начала повышения газового фактора и 0,875 и 0,95 к концу процесса вытеснения.

Отсутствие капиллярного давления в процессе вытеснения нефти растворителями не только дает возможность получать высокие коэффициенты извлечения нефти, но и проектировать закачку растворителей в низкопроницаемые нефтенасыщенные коллекторы, не принимающие воду из-за образования высокодисперсных водонефтяных смесей, которые создают большие гидравлические сопротивления капиллярной природы [26].

В большинстве случаев для вытеснения нефти в качестве растворителей используются сжиженные нефтяные газы, состоящие из так называемых промежуточных углеводородов (этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны). Обычно в пластовых условиях это жидкости, полностью смешивающиеся с нефтью.

При вытеснении нефти газообразными (в пластовых условиях) агентами различают два основных варианта процесса.

Первый из них, обычно называемый процессом вытеснения газом высокого давления, характеризуется тем, что в процессе массообмена преобладает переход промежуточных компонентов из жидкой фазы в газовую. Этот вариант процесса дает хорошие результаты при высоких давлениях нагнетания (порядка 25,0-45,0 МПа).

Во втором варианте процесса в массообмене преобладает переход промежуточных компонентов из газовой фазы в жидкую. Он реализуется п ри закачке в пласт жирного природного газа или газа, искусственно обогащенного промежуточными компонентами, и протекает при более низких давлениях, чем при использовании сухого газа.

Чем меньше в пластовой нефти и в закачиваемом газе промежуточных компонентов, тем большее давление требуется для смешиваемости газа и нефти без фазовых границ раздела. Экспериментальные исследования газонефтяной смеси позволяют построить фазовую тройную диаграмму, на которой система углеводородов представлена состоящей из фракций С₁, С₂ - С₆, С₇+ или С₁, С₂ - С₄; С₅+ и т.п.

Построенная для определенного давления при данной пластовой температуре диаграмма дает возможность выделить область смешиваемости системы по содержанию промежуточных компонентов. На рис. 3.41 приведена фазовая тройная диаграмма для одной из нефтей при давлениях 20,6; 24,0; 27,5 МПа. Касательные КМ, K₁M₁, K₂M₂ разграничивают зоны смешиваемости и несмешиваемости.

При вытеснении нефти газом высокого давления или газом, обогащенным промежуточными углеводородами, процесс идет без границ фазового раздела, за счет образования переходной зоны с плавным изменением свойств от свойств нефти до свойств закачиваемого агента.

Опыты с газами различного состава подтверждают, что увеличение содержания промежуточных компонентов в закачиваемом газе способствует об-

Рис. 3.42. Зависимость конечной нефтеотдачи от увеличения объема легкой нефти, вызванного растворением в ней различных газов [15]:

1 - равновесный газ; 2 - газ сепарации; 3 -конденсатный газ; 4 - смешанный газ; 5 -газ, обогащенный пропаном

Рис. 3.41. Смешиваемость нефти и газа при различных давлениях [15]:

I - двухфазная область; II - область несмешиваемости; III - область смешиваемости

разованию плавной переходной зоны от газа к нефти и обеспечивает повышение нефтеотдачи (рис. 3.41, 3.42).

Перечислим основные факторы, от которых зависит эффективность процесса вытеснения нефти растворителями.

Чем меньше различаются по вязкости пластовая нефть и растворитель, тем меньше размер зоны смеси и тем эффективнее процесс вытеснения нефти растворителем (меньше удельный расход растворителя). Изменение скорости вытеснения в однородном пласте лишь незначительно влияет на изменение основных показателей процесса извлечения нефти из пласта. Повышение степени неоднородности пласта ведет к быстрому возрастанию длины зоны смеси и ухудшению показателей процесса. Однако практика применения растворителей при разработке нефтяных залежей показала, что влияние неоднородности пласта на показатели процесса вытеснения нефти уменьшается при увеличении расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами.

Подобная зависимость наблюдается в однородных пластах, что подтверждается опытами на моделях пласта разной длины [12]. Вследствие того, что на показатели процесса вытеснения нефти растворителями влияет много факторов, учесть вклад каждого из которых чрезвычайно трудно, более или менее точная оценка показателей процесса возможна только после проведения опытно-промышленного эксперимента на участке залежи.

При проектировании процесса вытеснения нефти с помощью растворителей необходимо решать либо задачу выбора состава растворителя для заданных условий вытеснения (пластовых давления и температуры), либо задачу определения необходимых условий вытеснения (давления) при наличии растворителя заданного состава. Кроме того, необходимо обосновать процесс обратного извлечения основной массы закачанного растворителя. В качестве агента, вытесняющего растворитель, используют сжатые углеводородные и неуглеводородные газы или смеси тех и других.

После выбора растворителя и уточнения термодинамических условий, при которых будут осуществлять процесс вытеснения нефти в натурном пласте, необходимо оценить ожидаемую длину зоны смеси “растворитель - нефть”.

Экспериментальные исследования на физической модели пласта длиной 50 м [12] показали, что длина зоны смеси является функцией пройденного фронтом растворителя расстояния и отношения вязкостей нефти и растворителя (рис. 3.43). С достаточной степенью точности эта функциональная зависимость описывается простым уравнением:

L = Cx^a,    (3.13)

где x - пройденное расстояние, безразмерная величина в единицах характерного линейного размера (например, радиуса ствола скважины); C, а -коэффициенты, зависящие от соотношения вязкостей нефти и растворителя.

По данным, полученным на физической модели пласта длиной 50 м, для нефтей и растворителей с соотношением вязкостей от 5 до 15, величины С и а можно определить по графикам, приведенным на рис. 3.44.

Пример. Оценим длину зоны смеси при вытеснении на расстоянии 50 м нефти вязкостью 1,7 мПа-с растворителем вязкостью 0,3 мПа-с.

1,7

По рис. 3.44 для отношения вязкостей — = 5,67 находим: C = 52,3; а =

0,3

= 0,113. Отсюда длина зоны смеси равна: 52,3 - A — B - 0,113 = 106 безразмер-

- ⁰¹

ных единиц, или 10,6 м (характерный размер для приведения линейных размеров к безразмерному виду выбран равным 10 см).

Для уменьшения неблагоприятных последствий большого отношения вязкостей нефти и растворителя были предложены технологические приемы, которые позволяют заменить резкую границу между растворителем малой вязкости и нефтью зоной с постепенно изменяющейся вязкостью. Сущность такого рода технологических приемов сводится к тому, что на контакт с нефтью сначала закачивают наиболее близкий к ней по вязкости растворитель, затем следующий растворитель, наиболее близкий по вязкости к закачанному и т.д. в порядке уменьшения вязкости. Экспериментальные исследования

Рис. 3.44. Зависимость коэффициентов С и а от соотношения вязкостей нефти и растворителя ц₀ [12]

показали, что можно эффективно вытеснять нефть растворителем, в 3 р аза менее вязким, чем нефть, если предварительно закачивать в нефтенасыщенную пористую среду небольшие объемы растворителей, каждый из которых отличается по вязкости от контактирующих с ним соседних растворителей, а первый от нефти, не более чем на 25 %. Это - способ создания оторочки растворителя переменной вязкости.

l = W₀ 150 r-

50 - д

J_i_i_i_I

200    300    400    x,    =Xjfl₀

Рис. 3.43. Зависимость длины зоны смеси X растворитель — нефть от пройденного фронтом расстояния X для растворителя вязкостью 0,53 мПа-с [12].

l₀ - выбранный характерный размер - радиус ствола скважины (10 см)

100 -

Поскольку от величины отношения вязкостей нефти и растворителя непосредственно зависит длина зоны смеси, т.е. необходимый объем растворителя, выбор растворителя оказывает прямое воздействие на технико-экономические показатели процесса в целом.

При значительном содержании в нефти асфальтосмолистых веществ (АСВ) вытеснение ее легкими растворителями (этаном, пропаном, бутанами, широкой фракцией легких углеводородов) осложняется возможным выпадением АСВ в пласте, что может привести к закупорке поровых каналов.

В таком случае, при наличии в газоконденсатной зоне пласта рассеянной нефти, предлагается закачивать растворитель не на контакт “нефть -газ”, а на определенном расстоянии от него в газоконденсатную зону. Созда-

АСВ, % (массовая доля)

К₉ доли запаса

1,0

10

о

0,8 Добьем пор

о

0,4

Рис. 3.45. Зависимость коэффициента вытеснения K нефти и содержания асфальтосмолистых веществ (АСВ) в продукции от объема V закачки этана (1) и этаноконденсатной смеси (2)

вая условия для продвижения растворителя в сторону газонефтяного контакта, добиваются того, что по мере его продвижения по пласту, в результате контакта с рассеянной нефтью, образуется зона смеси повышенной молекулярной массы и вязкости. Как показали эксперименты (рис. 3.45), выполненные во ВНИИГАЗе, вытеснение нефти оторочкой такого растворителя более эффективно, чем чистым легким растворителем [49].

3.5.2

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ

Основным показателем, определяющим эффективность применяемого метода разработки, является коэффициент извлечения, представляющий собой отношение количества добытой нефти к геологическим ее запасам в разрабатываемой оторочке (участке). При разработке с использованием процесса вытеснения коэффициент извлечения (K_n) может быть представлен как произведение коэффициента вытеснения (п) на коэффициент охвата р:

Kn = п-р.

КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ

Коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема вытесненного углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной вытеснением. При вытеснении нефти в условиях неограниченной смесимости с растворителем коэффициент вытеснения может достигать 100 %. Достоверные сведения о величине коэффициента вытеснения получают в результате экспериментальных исследований с реальными углеводородными смесями на моделях пористых сред [9, 27, 28].

По данным экспериментальных исследований строится зависимость изменения насыщенности р порового объема модели пласта вытесняющим агентом от безразмерного объема закачки V = V/V_L (рис. 3.46), где V- объем по-n(V) = n* + f [1 - S(V)]dV.

(3.14)

Рис. 3.46. Изменение коэффициента вытеснения в зависимости от безразмерного объема закачки при различной длине образца

рового пространства всей модели; V_L - объем порового пространства модели при x = L. До прорыва растворителя_ коэффициент вытеснения n = V , в момент прорыва П* = V*.

Коэффициент вытеснения к любому моменту времени после прорыва растворителя определяется численным интегрированием кривой р( V ) по формуле

Общий характер кривых n(V) и n* (V) указывает, что коэффициент вытеснения взаиморастворимых жидкостей различной вязкости существенно зависит от размера образца пористой среды и от соотношения вязкостей

V 0 = V р ^/ V н •

Данные экспериментов [12] показали, что для того, чтобы ошибка в определении n* не превышала 5 % (по отношению к максимальному значению), следует пользоваться моделями примерно следующей длины:

L > 4 м    при    Vo    = 1;

L > 20 м    при    v₀    = 2,5;

L > 30 м    при    v₀    = 5.

Объем закачки до полного вытеснения V _n=1 также зависит от длины модели. Анализ зависимостей коэффициента _вытеснения до прорыва (n*) и объема нагнетания до полного вытеснения ( V _n=1) показывает, что с увеличением длины образца n*_5озрастает, а V _n=1 уменьшается. Однако полной стабилизации кривых n*( V ) и V _n=1 даже на длине L = 50 м не наблюдается. В промысловых условиях расстояния между скважинами обычно больше 50 м. Поэтому в однородном пласте значения коэффициента n* будут выше, а значения V _n=1 ниже величин, полученных в ходе экспериментов.

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Коэффициент охвата пласта определяется отношением объема порового пространства, охваченного вытеснением, к полному объему порового пространства разрабатываемой оторочки (участка).

Коэффициент охвата зависит от объема закачанного вытесняющего флюида, расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, начального положения водонефтяного и газонефтяного контакта, характера и степени неоднородности коллекторских свойств пласта. В первом приближении коэффициент охвата (р) может быть представлен как п роизведение коэффициентов охвата по разрезу (р₁) и по площади (р₂) пласта.

Первый из них представляет долю пласта, охваченную процессом вытеснения, при условии, что ряды скважин заменяются галереями.

Рис. 3.47. Зависимость коэффициента охвата по площади в₂ от коэффициента подвижности М при прорыве жидкости для регулярной пятиточечной системы (по Крейгу)

Рис. 3.48. Зависимость конечной нефтеотдачи от объема закачанного вытесняющего агента (по Заксу):

1 - закачка воды; 2 - закачка пропана и газа; 3 - последовательная закачка пропана, газа и воды; 4 - прорыв

Коэффициент площадного охвата (р₂) учитывает дополнительные потери нефти, связанные с образованием застойных зон, и зависит от принятой схемы расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин и от коэффициента подвижности:

M =    (3.15)

^кн • Ь в

где к, и к_н - фазовые проницаемости вытесняющего агента и нефти соответственно; Ьв ^и Ь_н - вязкости вытесняющего агента и нефти соответственно.

На рис. 3.47 показаны значения коэффициента охвата по площади, полученные разными исследователями для элемента пятиточечной системы [28]. Следует отметить, что в большинстве случаев удовлетворительное соответствие получается при коэффициенте подвижности M <    1. Однако

при M > 1 обнаруживается большое расхождение между приведенными данными. На рис. 3.47 приведены четыре кривые при M > 1. Эти кривые отвеча-

Рис. 3.49. Коэффициент охвата по площади Р_охв в скошенной четырехточечной системе.

У_выт - вытесняемый объем, равный объему закачанной жидкости, деленному на произведение объема пор элемента и коэффициента вытеснения

а

0,1 1,0    10    м

Рис. 3.50. Зависимость Р_охв по площади при прорыве от коэффициента подвижности М для:

V--rf

а - регулярного лобового рядного заводнения пр и L/2o = 1; • - регулярной шахматной рядной системы при L/2o = 1; в - нормальной (1) и обращенной (2) пятиточечной системы; „ - регулярной нормальной семиточечной системы; д - регулярной обращенной семиточечной системы

ют различным данным, полученным экспериментально в указанном интервале изменения коэффициента подвижности. Замеренные значения коэффициента р₂ по площади при прорыве для M = 3, например, лежат в диапазоне 0,52^0,66.

Несмотря на чрезвычайно высокую степень вытеснения нефти из пор, в которых движется растворитель (пропан), нефтеотдача, как это видно из рис. 3.48, обычно бывает почти такая же, как и при вытеснении нефти водой. Объясняется это тем, что, хотя вытесняющая способность воды намного ниже, чем у пропана, коэффициент охвата пласта при вытеснении нефти водой выше, чем при вытеснении пропаном [28].

Для определения коэффициента охвата по площади можно использовать графики (рис. 3.49-3.52) для различных площадных систем заводнения, приведенных в работе [28].

Коэффициент охвата по разрезу пласта в значительной степени определяется характером и степенью неоднородности коллектора. Очевидно, что пласт-коллектор может быть неоднороден по всем важнейшим свойствам, таким как проницаемость, пористость, содержание связанной воды, распределение размера пор, свойства насыщающих пласт флюидов и т.п. Наиболее важный из этих параметров - проницаемость.

Неоднородность пласта по проницаемости обычно описывается с помощью вероятностного распределения. Распределение задается плотностью распределения:

da = f(k)dk,    (3.16)

Рис. 3.52. Зависимость |З_охв для различных систем заводнения от L/2o при коэффициенте подвижности М = 1:

Рис. 3.51. Зависимость |З_охв от коэффициента подвижности М для девятиточечной системы при разных вытесняемых объемах У_выт

1 - лобовое линейное рядное заводнение по Маскету; шахматное рядное заводнение: 2 -по Маскету; 3 - по Пратсу

Q 2    ^{1    1    1    1    1    1    1    1}_I_

’ 0    0,8    1,6    2,4    3,2    L/2o

где f(k) - плотность распределения; da - доля пласта, имеющего проницаемость в интервале [k, k + dk].

Плотность распределения удовлетворяет нормировочному соотношению

^kmax

/ f (k)dk = 1,    (3.17)

^kmin

где k_min, k_max - минимальное и максимальное значения проницаемости.

Функция плотности распределения может быть задана как в аналитической, так и в табличной форме. Существуют различные виды распределений, применяемых для описания неоднородности пласта по проницаемости, и способы восстановления распределения по геологическим данным [27, 28, 30]. При оценке коэффициента охвата предпочтительно использовать то же распределение проницаемости, которое было использовано при подсчете запасов для данного месторождения. Важными количественными характеристиками распределения проницаемости являются: математическое ожидание ( k ), среднеквадратичное отклонение (а) и вариация проницаемости (V):

^kmax

k = f k • f (k)dk;    (3.18)

^kmin

k_max

a² = f (k-k )² • f (k)dk ;    (3.19)

k_min

V = а/k.    (3.20)

При    расчетах    коэффициента охвата пласт аппроксимируется полосооб

разной залежью (рис. 3.53) и разбивается на расчетные фрагменты прямолинейными галереями.

Рис. 3.53. Пример аппроксимации нефтяной оторочки.

Штриховкой обозначены непроницаемые границы

Для учета невертикальности газонефтяного и водонефтяного контактов пласт разбивается на M равных по толщине пропластков.

Каждый пропласток разбивается еще на N пропластков различной проницаемости, что позволяет учесть неоднородность коллектора (рис. 3.54).

Таким образом, расчет проводится по M х N гидродинамически не связанным трубкам тока.

Проницаемость пропластков задается в соответствии с вероятностным законом распределения проницаемости, построенным по данным исследования кернов.

В каждой трубке тока предполагается поршневое вытеснение нефти, характеризующееся соответствующей каждому агенту остаточной нефтена-сыщенностью за фронтом вытеснения, где нефть предполагается неподвижной. За фронтом вытеснения вводится фазовая проницаемость для вытесняющего агента в соответствии с остаточной нефтенасыщенностью (рис. 3.55). S' = f - n (n - коэффициент вытеснения, зависящий от свойств агента).

При вытеснении с ограниченным смешиванием необходимо учитывать растворение вытесняющего агента в остаточной нефти за фронтом вытеснения:

AM = Ах • S’ • 0 • K_p • F,    (3.21)

где AM - масса растворенного агента в элементе длины Ах пропластка; F -площадь поперечного сечения пропластка; K_p - коэффициент растворимости; 0 - пористость.

Для оценки изменения остаточной нефтенасыщенности в результате растворения агента в нефти в первом приближении предполагается, что плотность нефти при этом остается постоянной:

Рис. 3.54. Схема расчета вытеснения нефти:

ABCD - нагнетательная галерея; EFG - эксплуатационная галерея; ВСН и OMN - начальное и текущее положение контакта агента и нефти. В = L_max - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями; Ь_н - начальная координата фронта вытеснения; k_m - проницаемость пропластка

D

Рис. 3.55. Схема расчета движения флюидов в каждом пропластке:

m = 1, 2, M; n = 1, 2, N; р_н, р₀, р_х - давление нагнетания, отбора и на фронте вы тес-нения соответственно; В - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями;

x^m _n - начальная координата фронта вытеснения; x_{m n} - текущая координата фронта вы тес-нения; k_m - проницаемость пропластка; f₀, f₁ - относительные фазовые проницаемости агента; р_а, р_н - плотности агента и нефти; ц_а, ц_н - вязкости агента и нефти; k_р - коэффициент растворимости агента в нефти; S* - остаточная нефтенасыщенность с учетом растворения агента

S * = S'(1 + Kp/р н

(3.22)

Объем вытесняющего агента, растворяющегося в единицу времени п р и единичной площади поперечного сечения пропластка, в указанных предположениях равен

(3.23)

у: = x -a-S'-0-K_p

где x - скорость продвижения фронта вытеснения в данном пропластке.

Поскольку при жестком режиме фильтрации плотности флюидов (р_н и р_а) принимаются постоянными, используя формулы (3.23) несложно получить соотношения между скоростью продвижения фронта вытеснения ( X) и скоростями фильтрации нефти (У_н) и вытесняющего агента (V_a):

у_: - у: = X -0 1-s

У_н = X-0(1 - S').

Или, что то же:

V

(3.24)

(3.25)

н

X =

( - S Г

Ун = А - У а, •0(1-S').

где A = (1-S')

Для скоростей фильтрации в линейном случае справедливы соотноше

ния

?н ^- Px

(3.26)

V =-2_

^у a

И a

+ Рa • g • sinФ

k

V = ^kн_

н

И н

-P 0

(3.27)

+ Р н • g • этф

B - x

где ф - угол наклона пласта.

Исключая неизвестное давление p_x из (3.26), получаем основное уравнение движения:

Pн ^- P0 + Рн • ^B • g • ^sin Ф + (рa ^- Рн ) • g • ^з1пФ • x

(3.28)

И

a

Средняя фазовая проницаемость агента в зонах вытеснения газа или воды (0-x°) и нефти (x⁰ - х) вычисляется по формуле

k

(3.29)

ka =

_Л (1-А) ’

fo + fi

где А = x⁰/x.

Численным интегрированием системы уравнений, задаваемой соотношениями (3.24), (3.25), (3.29), определяем скорости фильтрации флюидов и скорости продвижения фронта вытеснения в каждом пропластке.

Козффициент охвата в₁ определяется как доля первоначально нефтенасыщенной части объема фрагмента, охваченной процессом вытеснения.

Расход вытесняющего агента (Р_ра) и добыча флюидов (Q_a и Р_н) в единицу времени определяются суммированием по всем трубкам тока:

Qpa = F3 •в 2 2 V, m, n/(M • N);

m, n

Qa = F3 в22 V, m,n/(M• N)a_mn;

m, n

Q„ = F3 •в 2 2 V„ m, n /(M • N)(1 -a m, n) ,

m, n

где F₃ - зффективная площадь поперечного сечения дренируемого участка пласта; a_{m n} 1 для пропластков, в которых фронт вытеснения достиг зксплуатацион ной галереи; a_m,_n = 0 - для остальных пропластков; р₂ - площадной козффициент охвата.

Рис. 3.56. Зависимость коэффициента охвата в_охв от вариации проницаемости и соотношения вязкостей и

Необходимый для проведения расчетов при вытеснении нефти с ограниченной растворимостью козффициент растворения либо определяется в предварительных физических зкспериментах, либо рассчитывается по методике [28] с использованием констант равновесия.

При отсутствии геолого-промысловой информации, необходимой для проведения данного расчета, более грубая оценка козффициента охвата по разрезу (в₁) может быть проведена по методу Дикстра и Парсонса. По значению вариации проницаемости и соотношению вязкостей козффициент охвата по разрезу определяется по графику, приведенному на рис. 3.56.

3.5.3

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ

Для примера рассмотрим сводовую пластовую газоконденсатную залежь с нефтяной оторочкой. Принципиальная схема и схематический профиль залежи приведены на рис. 3.57. Глубина залегания продуктивных отложений 1300-1800 м.

Характерные особенности залежи следующие: низкая проницаемость пласта-коллектора; низкая пластовая температура;

сравнительно малая вязкость нефти в пластовых условиях; значительная по объему газовая шапка; сравнительно большие углы падения пласта;

сравнительно    малая    молекулярная    масса пластовой нефти

(« 100 г/моль).

В зоне нефтяной оторочки выбран опытный участок, характеризующийся близкими к средним геолого-промысловыми характеристиками, приведенными в табл. 3.14.

По данным исследования кернового материала, неоднородность нефтенасыщенной зоны пласта характеризуется следующим вероятностным законом распределения проницаемости:

(3.30)

где а = 24,4; b = 2,5; с = 3,5; А_ср = 13,26 • 10 ¹⁵ м².

На рис. 3.60 представлена схема выбранного опытного участка. В соответствии с зтой схемой произведена аппроксимация опытного участка в виде полосообразной залежи с размерами (в м) и положениями внешнего и внутреннего контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, указанными на рис. 3.59.

Аппроксимированная залежь (опытный участок) разбивается на фрагменты прямолинейными галереями. При зтом для предотвращения продвижения газа, газовой шапки и воды в нефтяную зону нагнетательные галереи размещены на внешнем контуре ВНК и внутреннем контуре ГНК, а также в центральной части чисто нефтяной зоны; между нагнетательными галереями размещены зксплуатационные. Таким образом, опытный участок разбит на четыре фрагмента (см. рис. 3.59). Запасы нефти I, II, III и IV расчетных

Г еолого-промысловые характеристики опытного участка

фрагментов составили 0,223; 0,259; 0,259 и 0,259 от запасов опытного участка (которые приняты равными 2280 тыс. т).

Рис. 3.57. Схематический профиль сводовой пластовой газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой:

а - схема контуров залежи; б - разрез за-залежи с нефтяной оторочкой

При выборе растворителя исходим из ассортимента продуктов газохимического комплекса, действующего на базе основной газоконденсатной залежи рассматриваемого гипотетического месторождения, а именно:

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

“обогащенный” газ;

этан;

диоксид углерода (С0₂).

Компонентный состав (молярная доля) широкой фракции легких углеводородов следующий:

Итого: 100 %

В пластовых условиях (?_пл = 33 °С и р_пл = 20 МПа) данная углеводородная смесь (ШФЛУ) представляет собой жидкость, практически неограниченно смешивающуюся с нефтью, чем достигается достаточно высокий коэффициент вытеснения, принятый равным 0,96.

Плотность ШФЛУ в пластовых условиях определена опытным путем и равна 510 кг/м³.

Если нет возможности определить плотность растворителя опытным путем, можно воспользоваться методикой работы [27].

Рис. 3.58. Схема опытного участка (см. рис. 2.50).

Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - эксплуатационные; контур ВНК: 3 - внешний, 4 - внутренний; контур ГНК: 5 - внешний, 6 - внутренний

Рис. 3.59. Аппроксимация опытного участка:

I, II, III, IV - номера расчетных фрагментов; 1, 2, 3, 4, 5 - галереи, аппроксимирующие ряды скважин; скважины: А - нагнетательные, В - эксплуатационные; штриховкой показаны непроницаемые границы

Вязкость ШФЛУ в пластовых условиях определяется либо опытным путем, либо рассчитывается по составу с использованием методики [27]. В нашем случае вязкость ШФЛУ определена в 0,233 мПа • с.

В качестве обогащенного газа предлагается использовать смесь из при-

ТАБЛИЦА 3.15

Компонентный состав обогащенного газа и исходных углеводородных смесей, %

ТАБЛИЦА 3.16

Параметры нефти и растворителей, примятые при расчете нефтеотдачи

родного газа и широкой фракции легких углеводородов. Компонентный состав обогащенного газа для условий залежи рассчитывался через критические параметры исходных смесей с использованием методики [27]. Количественная оценка фазовых превращений системы “обогащенный газ - нефть” при условиях, близких к смешивающему вытеснению, производилась по методике [28].

В табл. 3.15 представлены компонентные составы обогащенного газа и исходных углеводородных смесей.

Константы равновесия для рассматриваемой системы выбирались из атласа NGAA при доле нефти в системе равной 20 % и р_сх = 70 МПа. Нефть моделировалась гексадексаном.

Расчет равновесного разделения смеси на газовую и жидкую фазы в пластовых условиях производили по уравнениям концентрации методом последовательных приближений.

Плотность, вязкость и молекулярную массу газа и жидкости, которые приведены в табл. 3.16, определяли по методике работы [27].

Коэффициент растворимости закачиваемого обогащенного газа в нефти рассчитывался по формуле

ТАБЛИЦА 3.17 Расчетные значения нефтеотдачи, %

У_ .• М.-р VS

жг г 'и н

Кр -,    (3.31)

^р n ¦ • M ¦

У -  -VS_и

г ^рг

где __жг - количество молей г-го компонента в жидкой фазе объема за фронтом вытеснения растворителя; М_г - молекулярная масса г-го компонента.

Плотность обогащенного газа в пластовых условиях определена по его составу и равна 370 кг/м³; вязкость - 0,043 мПа • с.

Коэффициент вытеснения нефти обогащенным газом принят равным

0,8, что согласуется с экспериментальными данными.

Этан в пластовых условиях представляет собой жидкость плотностью 420 кг/м³ и вязкостью 0,061 мПа^с, практически неограниченно смешивающуюся с нефтью, что позволяет принять достаточно высокий коэффициент вытеснения, равный 0,9.

Диоксид углерода СО₂ в пластовых условиях - жидкость плотностью 877 кг/м³, вязкостью 0,087 мПа • с, неограниченно смешивается с нефтью и обеспечивает практически 100%-ное вытеснение нефти.

Исходные данные - параметры вытеснения и свойства растворителей, описанные выше, сведены в табл. 3.16.

С использованием исходных данных, приведенных в табл. 3.15, 3.16 и на рис. 3.59, по методике, изложенной в предыдущем разделе, произведен расчет коэффициентов охвата, дебитов нефти и растворителя. При этом задавался перепад давления между нагнетательной и эксплуатационной галереями.

Площадной коэффициент охвата принят равным 0,8 для всех рассмотренных растворителей.

Полученные расчетные значения нефтеотдачи, достигаемые при закачке в пласт различных агентов, приведены в табл. 3.17.

Значение конечной нефтеотдачи на естественном режиме разработки оценивается в 10-20 %, а при поддержании пластового давления закачкой воды - в 25-30 %.

Таким образом, приведенные в таблице оценочные величины нефтеотдачи при вытеснении нефти растворителями позволяют надеяться на получение эффекта в повышении нефтеотдачи нефтяной оторочки гипотетической залежи.

Полученные результаты позволяют также рекомендовать проведение опытно-промышленных работ по закачке в пласт таких растворителей, как ШФЛУ, СО₂ и “обогащенный” газ, с целью повышения нефтеотдачи.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ И РЕГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ

Извлечение жидких углеводородов (нефти, конденсата) из залежи с помощью закачки растворителей как технологический процесс складывается из следующих этапов:

1.    Добыча природного газа из залежи.

2. Выделение растворителя из добываемого газа в нужном соотношении компонентов.

3.    Подготовка растворителя к транспорту.

4. Транспорт и закачка растворителя в нагнетательные скважины.

5.    Прокачка через пласт необходимого количества растворителя до прорыва его вместе с растворенными в нем конденсатом и (или) нефтью к эксплуатационным скважинам.

6. Добыча конденсата и (или) нефти, а также растворителя из скважин, к которым подошел “вал” конденсата (нефти).

В случае необходимости повторной закачки растворителя, извлеченного из скважин, сюда же добавится процесс извлечения компонентов растворителя с последующей подготовкой, транспортировкой и закачкой в пласт.

За исключением первого из перечисленных этапов, все остальные являются специфичными, присущими только процессу разработки газоконденсатной залежи с помощью закачки растворителей.

Основные требования к технологическому оборудованию сводятся к удовлетворению расчетных рабочих значений следующих параметров: производительность установки (по этан-пропановой фракции); степень извлечения компонентов растворителя из продукции; давление и температура продукта на выходе из установки; давление продукта в однофазном жидком состоянии на всасывающих узлах перекачивающего оборудования;

избыточной подпор или кавитационный запас для эффективной эксплуатации перекачивающего оборудования;

производительность и напор, создаваемые одним агрегатом (насосом). Необходимым качеством оборудования является также надежность и простота эксплуатации в широком диапазоне температуры окружающей среды, низкая стоимость оборудования и т.д.

С учетом перечисленных выше требований для осуществления опытнопромышленного процесса предлагается вариант технологической схемы закачки сжиженных углеводородов (этан-пропановой фракции) в пласт (рис. 3.60).

В схеме использованы технологические и технические решения, не требующие для своего осуществления больших капитальных и эксплуатационных затрат.

Для решения задачи выделения этана и этан-пропановой фракции из поступающего на переработку газа может быть использована установка по подготовке газа к транспорту, предложенная лабораторией промысловой обработки газа ВНИИГАЗа [49].

Газ, прошедший первичную сепарацию на сборном пункте, смешивается с циркулирующим конденсатом, охлаждается в теплообменниках 1 и 6 холодом отсепарированного газа, затем в испарителе 2 пропаном и разделяется в

Рис. 3.60. Технологическая схема закачки в пласт и регенерации растворителя

сепараторе 3 на газовую и жидкую части. Выделенный газ нагревается в теплообменнике 1 и после дожатия компрессорами направляется в магистральный газопровод. Холодная жидкость подогревается на насадке сепаратора путем контактного барботажного теплообмена с теплым газом, специально подаваемым в нижнюю часть сепаратора 3. Во избежание замерзания теплообменников 1 и 2 предусмотрена подача метанола.

Состав промежуточных компонентов регулируется степенью обогрева кипятильника 7 и степенью отбора бокового продукта.

Основные параметры технологического процесса выделения промежуточных компонентов приведены в табл. 3.18.

Насыщенный промежуточными компонентами конденсат подается в от-

ТАБЛИЦА 3.18

Основные параметры процесса выделения промежуточных компонентов

парную колонну 4, где под высоким давлением в присутствии водяного пара происходит выделение легких фракций заданного состава в качестве бокового погона.

Смесь промежуточных компонентов (С₂, С₂-С₃) отбирается в газообразном виде, сжимается в воздушных холодильниках 5 и подается в ресивер 8 (емкость для отбора продукта) при давлении p = 4,0 МПа.

Из ресивера, который одновременно является подпорной емкостью, сжиженные углеводороды центробежными насосами 9 перекачиваются в систему трубопровод - холодильник - вторая подпорная (промежуточная) емкость 8. Вторая подпорная емкость размещается у скважин, предназначенных под закачку растворителя.

На начальной стадии закачки растворителя, когда давление на устье нагнетательных скважин будет равняться примерно 10-20 МПа, процесс поддерживают с помощью плунжерных насосов 10, нормальную работу которых обеспечит вторая подпорная емкость.

Для снижения пульсации и погрешности при измерении расхода растворителя в транспортной линии при работе насосов предусмотрен компенсатор 11 (фильтр).

По мере разработки залежи пластовое давление будет падать и соответственно будет уменьшаться давление на устье скважин, предназначенных для закачки растворителя. При давлении 3,5 МПа и ниже плунжерные насосы отключаются и закачка ведется центробежными насосами. Для компенсации пульсации давления на устье нагнетательных скважин в схеме предусматривается периодическое включение более производительных центробежных насосов.

Для того, чтобы поток продвигался по системе без пульсацй, установлены элементы КИП (12-16). Для смеси, направляемой на деэтанизацию, служит накопитель емкости 17.

Таким образом, при осуществлении процесса предлагается комбинированное использование насосов указанных типов. Заполнение транспортной системы растворителем производится высокопроизводительными центробежными насосами, продавка системы (столба газа в эксплуатационной колонне) и начальная стадия закачки производятся с помощью плунжерных насосов. В дальнейшем возможно подключение центробежных насосов.

В схеме могут быть применены насосы двух типов отечественного производства: плунжерные типа ХТ_р и центробежные типа НС, основные технические показатели которых представлены в табл. 3.19.

Поддержание однофазного жидкого состояния растворителя с целью предотвращения прорыва пузырьков газа на всасывающий узел насоса

ТАБЛИЦА 3.19 Основные технические показатели рекомендуемых насосов

должно достигаться регулированием температуры продукта воздушным холодильником и давления в подпорных емкостях, а также теплоизоляцией шлаковатой подпорных емкостей и линии всасывания от окружающей среды (особенно в летнее время).

Скорость закачки растворителя, температура и давление в транспортной системе автоматически контролируются и регулируются блоком КИП.

Предполагаемая технологическая схема может быть применена при осуществлении опытно-промышленного эксперимента с закачкой растворителей на газоконденсатных месторождениях с достаточным содержанием этана и пропана в пластовом газе (не менее 5 % (молярная доля) в расчете на состав продукции в целом).

3.6

ПОВЫШЕНИЕ ОТБОРА УГЛЕВОДОРОДОВ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ ЗАКАЧКИ НЕРАВНОВЕСНОГО ГАЗА

3.6.1

ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ ПЛАСТОВОГО ГАЗА СУХИМ

Конечный этап завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения при давлениях ниже давления р_мк максимальной конденсации пластовой смеси характеризуется резким ухудшением энергетических возможностей пласта. Особенности месторождения, находящегося на этой стадии разработки, как объекта добычи газообразных и жидких углеводородов подробно изучены М. Т. Абасовым, К. С. Басниевым, С.Н. Бузиновым, Ю.В. Зайцевым, Г.А. Зотовым, Г.В. Рассохиным, Г.С. Степановой, Р.М. Тер-Саркисовым, О.Ф. Худяковым, П.Т. Шмыглей и другими исследователями.

Для повышения эффективности разработки месторождения в этих условиях необходимо внедрять методы воздействия, которые учитывают конкретные геолого-промысловые особенности истощенного пласта. Обоснованию методов повышения углеводородоотдачи нефтегазоконденсатных пластов на завершающей стадии и, в частности, на конечном этапе завершающей стадии разработки посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, А.И. Гриценко, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, Р.М. Тер-Саркисова, П.Т. Шмыгли, Дж. Аронофски, У. Блекли и других исследователей.

Методы воздействия на пласт, вне зависимости от этапа разработки месторождения, можно подразделить на две большие группы:

методы локального воздействия, включающие методы интенсификации притока пластовых углеводородов к скважине, методы очистки призабойной зоны, методы изоляции притока пластовых вод и т.п.;

методы площадного воздействия, основанные на нагнетании в пласт различного рода внешних газообразных и жидких агентов.

К методам первой группы относятся создание на забое добывающей скважины предельно низких давлений, вплоть до вакуума, различной мощности взрывы, методы теплового воздействия на забой скважины и т.п. К методам второй группы можно отнести нагнетание воды и газа, в том числе при доразработке остаточных запасов жидких углеводородов пласта после перевода месторождения в режим ПХГ.

Несмотря на значительное количество предложенных и реализуемых методов воздействия на газоконденсатный пласт, подавляющее большинство из них предназначено для использования в условиях, когда пласт еще обладает существенными энергетическими возможностями.

Одним из авторов теоретически и экспериментально обоснованы методы локального и площадного воздействия на пласт, объектом внедрения для которых являются газоконденсатные месторождения на конечном этапе завершающей стадии разработки, с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) р < р_мк. Далее описывается метод нагнетания недонасыщенного газа, обеспечивающий повышение компонентоотдачи пласта в условиях АНПД.

В нефте- и газопромысловой практике широко применяются методы повышения углеводородоотдачи пласта, основанные на вытеснении пластового флюида газообразными и жидкими агентами. Обоснованию этих методов посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, А.И. Гриценко, Т.П.Жузе, С.Н. Закирова, Р.М. Кондрата, И.А. Леонтьева, А.Х. Мирзаджанзаде, В.Н. Николаевского, Г.С. Степановой, Р.М. Тер-Саркисова, П.Т. Шмыгли, П. Мозеса и других исследователей. Истощенный до уровня давлений р_мк газоконденсатный пласт как объект разработки углеводородов обладает такими особенностями, как низкое пластовое давление и двухфазное состояние углеводородной смеси с низкой насыщенностью жидкой фазой ниже уровня гидродинамической подвижности при небольшом содержании жидких углеводородов в газовой фазе, а эксплуатационные скважины такого пласта при значительной их глубине имеют крайне малые забойные давления. Вследствие этого применение конденсированных агентов (жидкостей), обладающих большой массовой плотностью, для вытеснения остаточных углеводородов на истощенных газоконденсатных месторождениях возможно только одновременно с внедрением способа эксплуатации скважин, обеспечивающего их нормальную работу при высоком содержании жидкости в продукции пласта. В то же время применение газообразного агента с той же целью должно быть направлено не просто на вытеснение газовой фазы, а на вовлечение в процесс фильтрации и извлечение из пласта части жидкой углеводородной фазы. В этом случае очевидны преимущества газообразного агента. В качестве нагнетаемого агента можно использовать такие доступные в промысловых условиях газы, как метан (газ сепарации конденсата), азот, двуокись углерода, сероводород. Если сопоставить чистые газы по константам фазового равновесия в рассматриваемых термобарических условиях, то предпочтение следует отдать метану. В табл. 3.20 приведены значения констант фазового равновесия газов в диапазоне давлений схождения систем от 14 до 70 МПа. Наиболее подходящими для испарения в них конденсата являются такие газы, как метан и двуокись углерода. Азот (рис. 3.61) имеет неприемлемо высокие (слабое испарение жидкости), а сероводород неприемлемо низкие (сильная растворимость газа в жидкости) значения констант фазового равновесия.

Поскольку использование двуокиси углерода в качестве нагнетаемого

ТАБЛИЦА 3.20

Константы фазового равновесия газов в условиях истощенного газоконденсатногопласта

в пласт агента сопряжено с необходимостью осуществления дорогостоящих мероприятий по защите оборудования от коррозии, то в общем случае более предпочтительно, очевидно, воздействие с использованием метана.

Использование сухого углеводородного газа, например перекачиваемого по магистральному газопроводу “Сияние Севера” тюменского газа, имевшего следующий состав на апрель 1988 г.:

Рис. 3.61. Зависимость констант фазового равновесия метана (1) и азота (2) от давления для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа при температуре 62 °С

о

100

Рис. 3.62. Отношение K констант фазового равновесия алканов при 62 и 20 °С в пласте с давлениями 5 и 25 МПа как функция молярной массы М для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа

200 М₉ г/моль

К

в качестве нагнетаемого агента с целью испарения в него пластовых жидких углеводородов и последующего извлечения из пласта, очевидно, могло дать несколько худшие результаты, нежели чистый метан. Однако по совокупности преимуществ (невысокая стоимость, отсутствие необходимости организации производства по выделению чистого метана) этому газу во многих случаях можно отдать предпочтение. Следует отметить, что при типичных температурах газоконденсатных пластов, порядка 60-100 °С, испаряемость фракции С₂₊ в газовую фазу будет существенно значительней, чем при стандартной температуре 20 °С (рис. 3.62). Особенности процесса нормального испарения жидкой углеводородной фазы в условиях истощенного газоконденсатного пласта, в частности такая сторона процесса, как селективность при вытеснении равновесной пластовой газовой фазы нагнетаемым газообразным агентом, требовали экспериментального и аналитического исследования. Представляло научный и практический интерес установление зависимости между объемами закачанного агента и интенсивностью испарения конденсата и образующих его компонентов, определяющей компонентоотдачу пласта при воздействии на него.

3.6.2

ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПОНЕНТООТДАЧИ ПЛАСТА

При исследовании процесса вытеснения равновесной пластовой газовой фазы сухим газом в качестве модели газоконденсатной смеси использовали многокомпонентную смесь алкановых углеводородов (табл. 3.21), близкую по своим термодинамическим и физико-химическим параметрам к пластовой смеси исходного состава Вуктыльского НГКМ, а также аналогичные смеси, моделирующие газоконденсатные системы других месторождений.

Эксперименты выполняли в сосудах PVT-соотношений и на физических моделях пласта. Максимальный рабочий объем сосуда 600 см³, параметры использовавшихся моделей пласта приведены в табл. 3.22.

Принципиальная схема экспериментальной установки представлена на рис. 3.63. Коммуникация запорной арматуры позволяет, используя принципиальную схему, видоизменять эту схему в зависимости от конкретных задач эксперимента: можно эксплуатировать только какую-либо одну модель пласта из имеющегося набора, заменять основные модели на другие с необходимыми параметрами или же отключать все модели пласта для проведения эксперимента с использованием сосуда PVT-соотношений. Важнейшим элементом схемы экспериментальной установки является БОТАН, обеспечивающий возможность оперативного контроля состава углеводородной продукции модели пласта или сосуда PVT-соотношений.

В ходе подготовки и проведения эксперимента с газоконденсатной смесью применялись разработанные при участии одного из авторов оригинальные элементы методики, повышающие точность исследований, например:

калибровка загрузочного пресса ИП-6 с оценкой периода релаксации упругих деталей узла;

поправка на испаряемость индивидуальных углеводородов в соответст-

Состав модели пластового газа (мольные доли, %) исходного состава и равновесных фаз

при истощении системы

ТАБЛИЦА 3.22

Параметры основных моделей пласта

вии с их молекулярной массой в процессе приготовления фракции С₅₊ весовым способом;

выполнение загрузки газообразных углеводородов (метана) с буферным давлением (42 МПа), при котором температура газа не влияет на коэффициент сжимаемости, и т.д.

В исследованиях использовались как газоконденсатные смеси исходного состава - выше давления начала конденсации, так и равновесные газовые и жидкие фазы, состав которых соответствует условиям истощенной до определенной стадии системы. Приготовление смеси и равновесных фаз осуществлялось, как правило, в сосуде PVT-соотношений, причем параметры приготовленных углеводородных смесей контролировали путем определения давления начала конденсации, зависимости коэффициента сжимаемости и содержания жидкой фазы от давления, а также с помощью хроматографического анализа состава.

Подготовку модели пласта к эксперименту выполняли таким образом,

Рис. 3.63. Схема экспериментальной установки:

1 - пресс ИП-6; 2 - вентиль; 3 - пробоотборник; 4 - баллон с метаном; 5 - манометр образцовый; 6 - сосуд PVT-8; 7 - модели пласта; 8 - хроматограф (БОТАН); 9 - счетчик газовый;

10 - сепаратор

чтобы в зависимости от поставленной задачи, связанной с разработкой основ воздействия на газоконденсатный пласт для повышения компонентоотдачи, располагать моделью газового или газоконденсатного пласта с заданной насыщенностью жидкой углеводородной фазой при заданных составе газовой фазы и термобарических условиях системы. Специальные исследования, выполненные с методической целью, показали, что для получения практически равновесной системы “пористая среда - газоконденсатная смесь” необходимо при изотермобарическом замещении буферного газа (азота, метана) прокачать через модель не менее 10-12 объемов пор смеси заданного состава. Это требование соблюдали во всех соответствующих экспериментах.

Для исследования влияния содержания и типа жидкой углеводородной (в том числе сорбированной) фазы на массообменные процессы при вытеснении одного газа другим подготовку модели пористой среды осуществляли по соответствующей предварительно отработанной методике. В качестве натурных прототипов рассматривались при этом зоны и участки нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых пластов, содержащие различное количество углеводородной жидкости - от 50-60 % (зоны вблизи ГНК) до 10-15 % (купольные зоны), а также сорбированные углеводороды в количестве до нескольких процентов объема пор. Насыщенности порядка 50 % объема пор создавали путем вытеснения из пористой среды равновесной жидкой фазы равновесной газовой фазой или метаном, насыщенности в 10-15 % объема пор - путем истощения газоконденсатной системы с ретроградной конденсацией фракции С₂+. Сорбированную фазу формировали вытеснением чистого метана газообразной смесью соответствующего состава с контролем состава системы в пористой среде по балансу количеств поданной и вытесненной смеси, пользуясь данными изменения состава продукции. Для управления исходным объемом сорбированной фазы в каждом конкретном эксперименте пользовались зависимостью между объемом прокачанного сухого газа (метана) и компонентоотдачей образца пористой среды, выделяя расчетным путем вклад сорбированной фазы. Такого рода методика создания модели газового пласта с заданным количеством сорбированного вещества может успешно использоваться только при укомплектованности экспериментальной установки БОТАНом, позволяющим резко повысить точность хроматографического анализа состава многокомпонентных углеводородных смесей.

Процессы фильтрации и взаимовытеснения флюидов на физических моделях пласта осуществляли с соблюдением принципов приближенного моделирования [49]. Аналогично фильтрации взаиморастворимых жидкостей вытеснение газа газом включает следующие элементарные процессы:

фильтрационное движение вытесняемого (перед фронтом) и вытесняющего (за фронтом) газов, в процессе которого происходит закономерное увеличение зоны смеси;

истинное внутрипоровое течение;

действие капиллярных сил на границе раздела фильтрующихся газов и неподвижного выпавшего конденсата;

диффузию компонентов внутри жидкой фазы (конденсата), испарение компонентов в газовую фазу, диффузию испарившихся из жидкой фазы компонентов внутри газовой фазы.

Для подобного комплекса процессов, исходя из уравнений элементарных процессов и использованных в них физических параметров, вывели систему условий подобия модели и натуры:

w^,L

w^,L

(3.32)

(3.33)

(3.34)

(3.35)

v

kp

L

tw

^p

^LP

kp

L

tw

^p

LP

мод

нат

мод

П

р

п_р = в*p|    = в*p ;

I I мод I I нат

(3.36)

П

мод

нат

П

о

нат

П

D

нат

(3.37)

(3.38)

где w - скорость фильтрации; ^ - вязкость газа; L - длина; k - проницаемость; р - давление; t - время; р - плотность; в* - объемный коэффициент; о - поверхностное натяжение; D_o - коэффициент молекулярной диффузии.

Кроме того, при моделировании требуется соблюдение равенства ряда безразмерных характеристик:

|^к(р) |. |Do_r(k)|,

^{1 S}K^{(p) |} нат;

^{| D}0t^{(k) |} нат;

|Do_K(S_K, k)|

(3.39)

(3.40)

(3.41)

| z_r(p) | мод =    |    z_r(p) | _На_Т;

^| Иг/ И'к ^| мод    ^| Цг/ И'к ^| нат,    ⁽³.⁴³⁾

(3.42)

где S_K - насыщенность пористой среды конденсатом; г_т - коэффициент сжимаемости газа.

Моделирование ограниченной по толщине части пласта-коллектора дает возможность опустить условие соблюдения значения параметра П_р. Близость свойств модельных и натурных газоконденсатных смесей позволяет не включать в перечень рассчитываемых и параметр п_р.

В экспериментах, осуществляемых не с целью конкретного проектирования, а при разработке метода воздействия на пласт, нет необходимости строгого соблюдения условий подобия модели конкретной натурной залежи. Следует лишь обеспечить такие значения основных из перечисленных критериев подобия, которые являются типичными для рассматриваемого класса натурных объектов (газоконденсатных пластов). Это требование может быть выполнено, если использовать близкие по свойствам к натурным флюиды и физические модели пласта длиной в несколько десятков метров с возможно меньшей проницаемостью пористой среды. Отдельные “элементарные” процессы возможно исследовать на относительно небольших по длине моделях. Набор физических моделей пласта, которым располагали экспериментаторы, позволил провести исследования с соблюдением, когда это требовалось, рассмотренных принципов моделирования. Например, удавалось поддерживать значения важнейшего параметра n_k « 10¹⁶. Это означало, что моделируется участок пласта, например, Вуктыльского месторождения протяженностью 100 м, т.е. заведомо представительный для объекта.

С целью получения исходных экспериментальных данных для разработки методов повышения компонентоотдачи путем прокачки недонасыщенного газа осуществили более двух десятков экспериментов, большинство из которых -на физических моделях пласта с различными характеристиками.

Серия предварительных экспериментов была проведена на модели истощенной газоконденсатной залежи без пористой среды - в сосуде PVT-соотношений. Исследовалась зависимость компонентоотдачи от давления истощения и объема прокачанного сухого газа при изобарическом вытеснении пластовой равновесной газовой фазы. В процессе каждого эксперимента производили последовательно изобарический выпуск части равновесной газовой фазы и ввод сухого газа в эквивалентном объеме с последующим тщательным перемешиванием содержимого сосуда PVT-соотношений и отстоем. В процессе выпуска делали анализы состава отбираемого газа. На рис. 3.643.70 приведены основные результаты экспериментов этой серии.

Приведенные графики позволяют получить представление о динамике параметров продукции истощенной газоконденсатной залежи, разрабатываемой на режиме истощения до определенного давления, на которую затем воздействуют путем прокачки недонасыщенного (по отношению к фракции С₂₊) газа. В области давлений максимальной конденсации пластовой смеси при давлениях примерно 5-6 МПа “продукция” сосуда PVT-соотношений содержит минимальное количество фракции С₅₊, если сопоставить процессы при 5, 3,5 и 2 МПа (см. рис. 3.69). В то же время относительная испаряемость ранее выпавшего конденсата в прокачиваемый газ существенно значительней, чем при меньших давлениях (см. рис. 3.66). По мере уменьшения давления, при котором производится прокачка газа, содержание фракции С₃₊

Cl, % C₂; C₃; С4, %

0    12    3    4    V₉    объем    nop

Рис. 3.64. Динамика содержания C₄ (1), C₂ (2), C₃ (3), C₄ (4) в равновесной газовой фазе при прокачке сухого газа (метана) через истощенный до давления р сосуд PVT-соотношений при

Т = 62 °С:

1, 2, 3, 4 - р = 5 МПа; 1, 2, 3 , 4' - р = 3,5 МПа; 1" , 2", 3" , 4" - р = 2 МПа

(пропана, бутанов, С₅₊) в продукции увеличивается, а метана и этана уменьшается (см. рис. 3.69, 3.64).

Примечательно, что количество промежуточных компонентов, этана, пропана, бутанов, в совокупности не зависит практически от давления и определяется только объемами сухого газа, который прокачан через систему на данный момент времени (см. рис. 3.67). Слабее, чем для С₅₊, зависит от давления и молекулярная масса извлекаемой фракции промежуточных углеводородов (см. рис. 3.68). Поскольку плотность извлекаемой из сосуда PVT-соотношений газовой смеси пропорциональна давлению, то удельный коэффициент извлечения жидкой фазы на один объем пор прокачанного газа при давлении 5 МПа существенно выше, чем при меньших давлениях (см. рис. 3.70).

Полученные в ходе экспериментов на сосуде PVT-соотношений результаты послужили основой для составления программы соответствующих экспериментальных исследований с использованием физических моделей пласта, содержащих пористую среду. Предусматривалось изучить особенности процесса компонентоотдачи газоконденсатного пласта, истощенного до давлений, соответствующих области максимальной конденсации смеси и нормального испарения жидкой углеводородной фазы, при изобарическом вытеснении равновесной газовой фазы недонасыщенным компонентами С₂₊ газом. С целью изучения влияния количества жидкой углеводородной фазы на выход индивидуальных углеводородов программа исследований включала эксперименты

Рис. 3.65. Динамика извлечения фракций С₂_₄ и С₅₊ при прокачке сухого газа (метана) при Т = 62 °С через вуктыльский пласт, истощенный до 5 МПа (а), 3,5 МПа (•) и 2 МПа (в)

Mr Mr

2-4 »    ^5+>

с_м.% с₅*%

г/моль г/моль

20

10

Cj4) % С₅₊,% 20

10

М_с,.

*-2-4»% Г/МОЛЬ

Г100

М_с М_с

^с2-4» ^L5tl

г/моль г/моль

/00

90

80

70

М_с

С₅₊, % г/моль

20

/0

50