Оптимальный и потенциальный дебиты скважин

Один из важнейших вопросов в добыче нефти и газа - уста­новление обоснованной величины отбора нефти (газа) как из отдельных скважин, так и из залежи в целом. При прочих равных условиях максимальный дебит скважины можно по­лучить при максимальной депрессии на пласт. Очевидно, что максимальная депрессия будет при Р_заб⁼0. Дебит скважины, получаемый при максимальной депрессии, называется потенциальным дебитом.

Однако далеко не во всех скважинах можно добывать нефть (газ) при потенциальном дебите. Чаще всего задолго до насту­пления максимальной депрессии эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно так­же интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, пр и увеличении на него депрессии. Кро ме того, при максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.

По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи про­текал бесперебойно, скважины не выходили из строя вслед­ствие чрезмерного отбора флюидов.

Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости. Величина оптималь­ного отбора и является максимальным дебитом для скважины, при котором учитываются геолого-технические и экономиче­ские требования.

Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требовани­ям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит слу­жит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.

Водонапорный режим

С момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пластовых термодинамических условиях, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды} и вторгшейся в залежь воды. Существование его связывают с наличием контура питания и с закачкой в пласт необходимых объемов воды для выполнения этого условия. В естественных условиях такой режим в чистом виде не встречается, однако его выделение способствует успешному и достаточно надежному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение равновесия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинают играть роль энергии других видов: при увеличении поступления воды — энергия упругости; при уменьшении поступления воды (увеличении отбора) и снижении давления ниже давления насыщения — энергия расширения растворенного газа. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме[13].

Режим растворенного газа

Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения , сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа.

Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует (всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Режим растворенного газа в чистом виде может проявиться в пласте, содержащем нефть, полностью насыщенную газом (начальное давление).

Этот режим протекает в две фазы. В течение первой фазы депрессионная воронка каждой скважины расширяется до слияния с воронками других скважин или до естественной границы пласта (контура нефтеносности). Во второй фазе происходит общее снижение давления в залежи и на линиях слияния депрессионных воронок или на границе пласта. Для него характерны высокий темп снижения пластового давления (отборов нефти) и непрерывное изменение газового фактора (отношение расхода добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к расходу дегазированной нефти): вначале увеличение до максимального значения, затем уменьшение. Если залежь характеризуется некоторым превышением начального давления над давлением , то в начальный период при снижении давления до значения она работает за счет энергии упругости либо за счет энергий упругости и напора вод. Если то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями[13].

Газонапорный режим

Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой uaie к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Условия существования режима растворенного газа следующие:

- Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

- отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;

- отсутствие газовой шапки;

- геологическая залежь должна быть запечатана.

При этих условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта. При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади залежи.

Рассмотрим законы изменения среднего пластового давления в залежи в условиях режима растворенного газа. Примем, что начальное среднее пластовое давление равно давлению насыщения (абсолютному), т.е. Рнач = Рнас.

Полагая, что линейный закон растворимости газа Генри при изменении давления от Рнач до Р справедлив, можно определить объем выделившегося газа из объема нефти Vн при понижении давления.

(2.79)

где α - коэффициент растворимости, приведенный к стандартным условиям; V - объем выделившегося газа, также приведенный к стандартным условиям. Этот объем следует привести к пластовому текущему давлению Р и температуре Т, используя уравнение состояния.

Выделившийся свободный газ будет равномерно распределен в нефти, образуя газонефтяную смесь. Поскольку объем смеси будет больше объема пор пласта, то ее избыток будет фильтроваться к забоям скважин. Предположим, что в начальный момент поры пласта заполнены только нефтью, так что Vпор = Vн (наличие связанной воды не меняет конечных результатов). Следовательно при снижении давления из общего объема пор пласта Vпор должна выделиться смесь, объем которой Vвс будет равен разности

Этот объем будет состоять из нефти и газа.

Определим долю нефти в смеси, как отношение объема всей нефти в пласте к объему всей образовавшейся смеси, т. е.

. (2.83)

Это среднее содержание жидкой фазы - нефти в смеси. Но необходимо различать: α₁ - долю жидкой фазы в выделившейся из пор смеси и долю жидкой фазы в смеси α₂, остающейся в порах пласта на данной стадии разработки.

Доля нефти в выделившейся смеси (α₁) всегда значительно меньше доли нефти в остающейся смеси (α₂). Это объясняется следующим:

1. Вязкость газа значительно меньше вязкости нефти, поэтому, обладая большей подвижностью, он скорее достигает забоя скважины.

2. В результате дегазации нефти ее вязкость увеличивается, а следовательно, уменьшается подвижность.

3. С увеличением газонасыщенности пористой среды фазовая проницаемость для газа возрастает, а для нефти уменьшается (согласно кривым фазных или относительных проницаемостей).

Перечисленные факторы приводят к уменьшению жидкой фазы в выделившейся из пор газожидкостной смеси, другими словами, к росту газового фактора. Предположим, что доля нефти в выделившейся смеси в k раз меньше, чем ее среднее значение. Продолжая выкладки, можно получить следующую формулу, описывающую изменение среднеинтегрального пластового давления во времени при эксплуатации месторождения на режиме растворенного газа:

. (2.87)

По формуле (2.87) произведем численную оценку безразмерного пластового давления Р и его изменение во времени. Результаты расчета представлены на рис. 2.7.

Как видим, закон падения явления - криволинейный. К исходу 10 лет эксплуатации месторождения при k = 2 и отборе 5% от извлекаемых запасов в год пластовое давление должно упасть на 55,5 % и составить 44,5 % от первоначального, равного давлению насыщения (см. рис. 2.7, линия 1). За это время (t = 10 лет) будет отобрано 50% извлекаемых запасов, которые составляют 40% геологических (при η = 0,4). При k = 4 то же давление через 10 лет составит 11,8% от первоначального. Из формулы (2.87) следует также, что при больших t (время разработки) выражение, стоящее в круглых скобках, может стать отрицательным. Это означает, что пластовое давление Р будет отрицательным. Физически это невозможно. Поэтому полное истощение месторождения наступает при kηδt = 1.

Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Режим отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воздействия на залежь (например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время. При дренировании залежи в условиях режима растворенного газа (при отсутствии искусственного воздействия) вода в продукции скважин отсутствует.

 

Режим растворённого газа

Эксплуатация месторождений при режиме растворённого газа характеризуется низкими коэффициентами нефтеотдачи. Поэтому при этом режиме разрабатываются небольшие экранированные залежи, где создание системы поддержания пластового давления экономически нецелесообразно. Гидродинамические расчёты при режиме растворённого газа более сложны и менее точны, чем для режимов, при которых в пласте движется негазированная нефть. При этом режиме забойные и пластовые давления ниже давления насыщения, жидкость перемещается к забою скважин за счёт энергии расширяющегося газа, выделившегося из раствора. Пластовая энергия распределена по площади залежи равномерно, что предопределяет равномерное размещение скважин.

Гидродинамические расчёты проводятся для одной скважины, дренирующей зону залежи площадью F. Радиус зоны дренирования определяется по формуле (2.48). Результаты расчётов распространяются на все месторождение, что возможно лишь при достаточно однородном пласте (принимая средние значения его параметров). Считается, что скважины вводятся в эксплуатацию одновременно.

Если пластовое давление выше давления насыщения и объём водонапорной системы значителен, в начальной стадии разработки залежи имеет место упругий режим. При длительном времени его существования определяются параметры разработки при упругом режиме. Когда давление на забое становится ниже давления насыщения р_н наступает первая фаза режима растворённого газа, которая заканчивается моментом достижения областью разгазирования границ дренирования скважины. Время существования первой фазы обычно мало, значение её при разработке залежи несущественно, поэтому параметры разработки определяются только для второй фазы режима растворённого газа, когда движение газированной жидкости происходит во всех элементах системы при постоянном падении давления и уменьшении нефтенасыщенности пласта.

При гидродинамических расчётах применяется метод последовательной смены стационарных состояний с определённым шагом по давлению на контуре дренирования (0,1--0,5 МПа). Для определения текущих дебитов, газового фактора, нефтеотдачи необходимо знать зависимость нефтенасыщенности на контуре от давления. Эта зависимость устанавливается по уравнению материального баланса:

                         , (3.67)

где -- газовый фактор, м³/м³; V_гр (p_кi) -- объём растворённого газа в единичном объёме нефти при давлении p_кi, м³/м³; b(p_кi) -- объёмный коэффициент нефти при давлении р_кi; р_кi -- давление на контуре дренирования на i-м шаге расчёта, Па; s_кi -- нефтенасыщенность на контуре при давлении р_кi; p₀ -- атмосферное давление.

Начальные условия для расчёта: давление на контуре равно давлению насыщения, а нефтенасыщенность s_к -- единице, связанная вода условно считается входящей в скелет породы. Газовый фактор принимается средним на интервале при:

                                 , (3.68)

где ш(s) = F_г (s) / F_н(s) --отношение относительных проницаемостей газа и нефти;

F_г(s) = k_г / k, F_н(s) = k_н / k -- относительные проницаемости для газа и нефти.

Для расчётов по формулам (2.67) и (2.68) необходимо располагать экспериментальными зависимостями вязкости фаз, растворимости газа и объёмного коэффициента нефти от давления для условий данного месторождения. Нужны зависимости фазовых проницаемостей от нефтенасыщенности породы. При отсутствии последних можно воспользоваться расчётными значениями ш(s) и F_н(s) для средних условий гранулярных коллекторов, приводимыми в специальных таблицах.

 

 

Тема 2.2 Подготовка к эксплуатации и освоение нефтяных и газовых скважин

Подготовка скважины к эксплуатации

Подготовка скважины к эксплуатации — это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на техноло­гический режим. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации (заканчивания скважины) определяется целым рядом гео­логических, технических, технологических и экономических факторов.

Каждый из этих этапов является крайне важным, от них зависит вся дальнейшая эксплуатация скважины.

При проведении этих работ должны быть созданы бла­гоприятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качественное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, высокий текущий дебит, большую на­копленную (суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность раз­работки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обе­спечить приток из всех пластов и пропластков эксплуатацион­ного объекта, на который пробурена скважина. При создании благоприятных условий притока уменьшаются энергетические затраты на подъем единицы продукции по стволу скважины на поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудо­вания, например насосов.

Скважина - это горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров до нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая поверхность называется стволом скважины. Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Конструкция скважин должна отвечать следующим требованиям: 1. Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола скважины и надежное разобщение всех (нефть, газ, вода) пластов друг от друга, свободный доступ к забою скважин спускаемого оборудования, недопущения обрушения горных пород в стволе скважины. 2. Эффективную и надежную связь забоя скважины с продуктивным (нефтяным или газовым) пластом. 3. Возможность герметизации устья скважины и обеспечение направления извлекаемой продукции в систему сбора, подготовки и транспорта нефти и газа или нагнетания в пласт агента воздействия. 4. Возможность проведения в скважинах исследовательских работ, а также различных геолого-технических и ремонтно-профилактических работ. Устойчивость стенок ствола скважин и разобщение пластов друг от друга достигается за счет бурения и спуска в скважину нескольких труб, называемых обсадными. Вначале скважина бурится на глубину 50-100 метров, в нее спускается стальная труба. Направление. Пространство между наружной стенкой трубы и стенкой скважины (породы) заполняется специальным тампонажным цементным раствором под давлением с целью недопущения обвала верхних пород. Затем скважина бурится меньшим диаметром долота на глубину 500-600 м, в нее спускается труба и цементируется, как и направление, до устья. Эта колонна труб называется кондуктором и предназначена для предотвращения размыва верхних пластов. После этого скважина бурится до проектного забоя. В нее спускается эксплуатационная колонна (стальная труба), а пространство между трубой и породой под давлением заполняется цементным раствором до устья. После затвердения цементного раствора (2 сут) в межтрубном пространстве между наружной стенкой трубы и породой образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.