Газонапорный режим (режим газовой шапки)

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 10Следующая ⇒

Основным видом энергии, продвигающей нефть по пласту при газонапорном режиме, является напор газа газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации последней некоторый период времени дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором нефти и скоростью продвижения контакта газ-нефть. Пластовое давление зависит от суммарного отбора нефти из пласта и по мере отбора непрерывно снижается. Газовые факторы остаются постоянными в скважинах, расположенных вдали от газовой шапки. В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное перемещение контура газоносности (и контакта газ-нефть), которое сопровождается резким нарастанием газового фактора в скважинах (особенно расположенных вблизи контакта газ-нефть) и переходом их на фонтанирование чистым газом.

Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры. К благоприятным условиям для проявления этого режима относятся высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов (хорошая выраженность структуры) и малая вязкость нефти. По мере извлечения нефти из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ, как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает.

Однако при некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку. Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачивающая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. Поэтому выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерно беречь, а в случае необходимости закачивать газ в газовую шапку, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта. Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме колеблется в пределах 0, 4-0, 5, в отдельных случаях может достигать 0, 6. Типичным месторождением, имеющим огромную газовую шапку с оторочкой нефти, является, например, Бугурусланское (Новостепановский и Калиновский участки).

Режим растворенного газа

При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

В процессе эксплуатации залежи дебит (после достижения некоторого максимума) и давление непрерывно снижаются. Давление в каждый момент зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. При этом режиме по мере нарастания числа скважин, вводимых в эксплуатацию, происходит одновременное снижение начальных и текущих дебитов скважин. После достижения максимальной проектной добычи, еще до ввода в эксплуатацию намеченного числа скважин, начинается значительное снижение дебитов. Прирост добычи за счет ввода новых скважин не покрывает снижения общей добычи.

Газовые факторы уже в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в результате падения пластового давления) свободного газа даже в количестве 7 % (от объема пор) сильно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима. Далее добыча нефти продолжает снижаться и особенно быстро по мере выбытия из эксплуатации части скважины. По мере истощения залежи газовый фактор резко снижается, дебиты скважин становятся низкими и продолжают медленно падать вследствие перехода на гравитационный режим. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа составляет 0, 2-0, 4.

При этом режиме контурные воды не продвигаются или же продвигаются и внедряются в залежь весьма незначительно по сравнению с отбором нефти из нефтяной зоны. Это обусловлено плохими коллекторскими свойствами пласта в приконтурной части залежи нефти и взаимодействием вод и пород в приконтурной зоне пласта. Поэтому даже в начальном положении контур нефтеносности не совпадает с изогипсами, а сечет их, что наблюдалось, например, в северо-восточной части залежи нефти (пласт С2) Апшеронского месторождения (Майкопский район). Обычно режим растворенного газа присущ пластам со значительной фациальной изменчивостью, в которых вертикальная проницаемость хуже горизонтальной и структура характеризуется небольшими углами наклона. Как уже указывалось, этот режим может частично проявляться в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скорости продвижения контурных вод или контакта газ-нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа и нефти.

Гравитационыйрежим

При гравитационном режиме движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Напорно-гравитационный режим наблюдается в том случае, когда пласт характеризуется высокой проницаемостью и более или менее круто наклонен, что облегчает продвижение нефти в его пониженные части. При этом режиме дебиты скважин, особенно тех, которые расположены далеко вниз по падению пласта, могут быть более или менее значительными, что соответственно обусловливает и более высокий коэффициент нефтеотдачи. Например, по пласту вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), имевшему режим растворенного газа, к моменту истощения газовой энергии и началу гравитационного режима нефтеотдача составляла всего 23%; благодаря высоким коллекторским свойствам пласта и благоприятным условиям проявления гравитационного режима конечная нефтеотдача пласта достигла почти 50 %, т. е. за счет гравитационного режима получено 27 % от промышленного запаса нефти.

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами. В этом случае уровни в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта. Нефть притекает лишь из площади, находящейся в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса». Нефтеотдача при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0, 1-0, 2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения). В нефтеносных пластах с недостаточным напором краевых вод (или при отсутствии его) в последней стадии эксплуатации сила тяжести обычно является единственным фактором, обусловливающим продвижение нефти по пласту к забоям скважин, т. е. наблюдается переход на гравитационный режим работы пласта.

Вопрос

Билет №18

1. Фильтрационно-емкостные свойства газонефтеносных пластов. Методы их определения. Неоднородность

1) Пористость – отношение суммарного объёма пор к общему объёму образца.

Опр-ют : -гидродинамика; - геофизика(КВД); - лабораторный.

Полная пористость отношение общего объёма пустот к объёму образца;

m=V_пор/V_обр=1-V_з/V_об=1-r_об/r_зерна

V_пор – определяется путём взвешивания сухого образца с последующим насыщением его под вакуумом жидкостью и взвешиванием: V_пор=(М_насыщ-М_сухого)/r_жидк;

Определение массы порошка сухого образца и пикнометра с водой и порошком.

Объём зёрен: V=(M₁-M₂-M₃)/r_воды; где М₁ – масса пикнометра с водой; М₂ – масса пикнометра с водой и порошком; М₃ – масса порошка

Открытая пористость: m_o – отношение объёма сообщающихся между собой пор к общему объёму образца породы m_o=V_о.пор./V_обр;

Эффективная пористость m_эф – отношение эффективного, т.е. насыщенного жидкостью, объёма пор, к объёму образца m_эф=V_эф/V_об;

Сухой образец взвешивают, насыщают керосином, потом вытесняют керосин. Объём вытесненного керосина принимают эффективному объёму пор образца.

V_эф=(M₁-M₂)/r_к, где M₁, M₂ – массы образца после насыщения керосином и после его вытеснения.

Динамическая пористость: m_д – отношение предельного极限 объёма воды, вытесняющей нефть или газ к объёму образца: m_д=(V_к-V_н)/V_об; где V_н, V_к – начальный и конечный объём воды в образце.

Трещиноватость – рассечённость极限 горных пород мелкими трещинами: M_т=bl/F;

b – раскрытость трещин; l – длина трещин; F – площадь шлифа.

2) Просветность (поверхностная пористость) S- отношение площади S всего сечения: S(n)=Sпл/S

3) Удельная поверхность пород U – отношение площади поверхности пустого пространства пористой среды Sп по всему оъему пористой среды V.: U=Sп/V

4) Проницаемость [1 м²] – свойство пористой среды пропускать через себя жидкость или газ

Абсол. проницаемость- проницаемость пористой среды, которая опред-на при наличии в ней лишь одной фазы.

Эффективная проницаемость пород для данной жидкости или газа при движении в них многофазных систем или наличие в порах подошвенной жидкости, а так же для жидкости, если влияние молекулярных сил между жидкостью и породой существенно.

Для оценки проницаемости газа и нефти обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси: V=Q/F=k*1/m*DP/DL

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной:

k=QmL/FDP; где Q – расход жидкости; F – площадь поперечного сечения породы; DP – перепад давления.

k_г=2QmP_атL / F(P₁²-P₂²); k_ф=Q_фm_фL / FDP

4) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформации)

5) Насыщенность

Содержание остаточной воды в газоносных коллекторах составляет 20-30%. Вода удерживается в порах в основном капиллярными и адсорбционными силами. Водонасыщенность определяется прямыми методами (пергонки, титрирование) и косвенными методами (измерение копилярного Р, по электропроводимости)

6) Неоднородность пласта хар-ся коэфф-том анизотропии пласта:

Если Кв=1мД и Кг=100мД следуем, что

Либо определяют по результатам ГДИ скважин.

Для газа это достаточно, а нефть не пойдет, т.к. в силу трения (вязкости) это недостаточно ей.

Изготавливают образец керна перпендикулярно垂直地 к направлению отбора керна. Потом на установке пропускают газ под различным углом расположения керна. Снимается индикаторная кривая.

2. Проектирование разработки газоконденсатных месторождений на истощение. Особенности фазовых превращений. Проблема конденсатоотдачи. Прогнозирование основных технологических показателей

ГКМ разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии при небольшом содержании конденсата в газе, когда для дополнительного извлечения конденсата поддерживать давление в пласте нецелесообразно (нерентабельно).

Разработка ГКМ на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этом затраты на разработку минимальны. Однако по сравнению с методом обратной закачки сухого газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу.

При проектировании необходимо провести комплексное физическое и математическое моделирование процесса дифференциальной конденсации пластовых смесей. В результате этих исследований получают величину давления начала конденсации, прогнозные данные о динамике выпадения и последующего испарения жидкой фазы при уменьшении давления, составе и свойствах добываемой смеси, коэффициентах конденсато-, газо- и компонентоотдачи при разработке залежи в режиме истощения пластового давления.

При снижении давления ниже давления начала конденсации происходит, вследствие ретроградных явлений, значительное уменьшение содержания С₅₊ в добываемой продукции. Коэффициент конденсатоотдачи заметно уменьшается при увеличении начального содержания С₅₊ в пластовой смеси. Это обусловлено повышением давления ретроградной точки росы при увеличении содержания тяжелых фракций в группе С₅₊ пластовой смеси.

Определение показателей разработки ГКМ на истощение мало отличается от соответствующих расчетов для газовых месторождений. Для определения зависимости изменения во времени давления в залежи можно воспользоваться результатами дифференциальной конденсации на бомбе PVT или уравнением материального баланса.

1).Для газоконденсатной залежи:

М_н=М(t)+М_к(t)+М_доб(t)

М_н – начальная масса газоконденсатной смеси в пласте; М(t) – текущая масса газоконденсатной смеси в пласте; М_к(t) – масса выпавшего в пласт сырого конденсата; М_доб(t) – масса добытого пластового газа.

Выпадение конденсата влияет на фильтрационные процессы в ПЗП(призобоинй пласта), на коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока.

, где С-поправки на выпадение конденсата

Основным отличие в проектировании разработки ГКМ на истощение от разработки чисто газового месторождения заключается в определении дополнительных показателей:

- возможные потери конденсата в пласте;

- данные об изменении во времени добываемого кол-ва и состава конденсата и газообразной фазы в продукции залежи.

Ответ на первый вопрос позволяет установить целесообразность поддержания пластового давления или разработки месторождения на истощение. Решение второй задачи необходимо при выборе метода переработки газа и конденсата и определении направлений использования продуктов переработки. Наиболее достоверные результаты получаются на основе исследований рекомбинированной пробы пластового газа в бомбе PVT.

Накопление ретроградного конденсата.

Определяются следующие дополнительные показатели:

1.возможные потери конденсата в пласте;

2.данные об изменении во времени добываемого количества и состава конденсата и газообразной фазы в продукции залежи.

Технологические показатели

1. Расчет добычи конденсата.

Количество извлекаемого конденсата за любой i-й достаточно малый период разработки:

-среднее добываемое количество конденсата на 1 м³

Содержание конденсата в газе: , где -начальное содержание конденсации, -потери(по изотерме конденсации)

Суммарное количество извлеченного конденсата.

2. Расчет добычи отдельных компонентов.

Определяется по результатам изменения фракционный состав на бомбе PVT.

3. Определение потерь конденсата.

, -коэффициент газоотдачи.

- среднее содержание конденсата в добываемый продукции с начала разработки

Суммарная добыча конденсата определяется добычей газа, т.е. коэффициент конденсатоотдачи зависит от коэффициента газоотдачи.

(Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этом затраты на разработку по сравнению с другими методами минимальные. Однако по сравнению с методом обратной закачки газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу. )

Основное отличие в этом случае от разработки и эксплуатации чисто газовых месторождений состоит в необходимости учета влияния выпадения конденсата в призабойной зоне пласта и учета количества выделяющегося конденсата на всем пути движения газа от забоя до пункта его обработки и изменения его состава и состава газа во времени. Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с ростом егоначального содержания (более 100 см3/м3) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи Кк возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев Кк ≤ 60 %. Проявление естественного упруговодонапорного режима при избирательном обводнении приводит к увеличению потерь конденсата. Эксплуатация газоконденсатных месторождений в режиме истощения обусловливает и другие недостатки.

Основными физическими параметрами, влияющими на коэффициент конденсатоотдачи, являются: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 2) потенциальное содержание конденсата (С₅₊) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность); 5) начальное давление и температура.

Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах.

3. Классификация подземных хранилищ газов и жидкостей созданных в горных породах различного литологического состава. Основные понятия и определения

Классификация

ПХГ подразделяются на два вида. Созданные в пористых резевуарах и в полостях腔 горных пород.

С точки зрения создания ПХГв полостях пород,

1)В имеющихся искусственных горных выработках –шахтах, рудниках矿场, тоннлях,

2) в специально вырабатываемых кавернах, 裂缝

3)в естественных пустотах горных пород- пещерах溶洞.

Хранилища шахтного типа создаются в любом типе коллектора, но хранятся только жидкости.

Виды: специально созданные; выработанные шахты.

Безшахтные резервуары – создаются в соляных отложениях. Хранятся любые жидкости и любые газы.

Хранилища, созданные при помощи камуфлетных взрывов松散爆破. Используются в глинах на глубине до 60 м с емкостью до 200 м3. Для хранения жидких и пластичных веществ, захоронения ядовито-химических отходов废物.

Основные понятия и определения

Общий объем газа в подземном хранилище делится на 2 части: активный и буферный.

Активный объем газа –максимальный возможный проектный объем отбираемого/закачиваемого газа. Буферный объем газа –минимальный проектный объем газа в пласте, необходимый для обеспечения оптимального режима эксплуатации ПХГ.

Больше буферного газа, больше давление в хранилище, больше дебит скважин, меньше скважин и степень сжатия на КС.

Объем буферного газа зависит от геологического строения, режима эксплуатации скважин и хранилища.

Величина активного объема газа может быть определена по коэффициенту месячной неравномерности газопотребления: