Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессами движения нефти, газа, воды в пласте, скважинах, объектах промыслового обустройства с целью добычи этих и других ценных компонентов [6]. Такое управление достигается в результате реализации научно обоснованной системы эксплуатации месторождения.
Представление о процессах, проходящих в пластах при разработке, составляется в результате геологического изучения месторождения, при гидродинамических и геофизических исследованиях разведочных, добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин и пластов. Основным требованием является предоставление как можно большей информации о месторождении при высокой степени ее достоверности. Необходимо на основе получаемого ограниченного объема информации составить представление о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз о проходящих в нем процессах при реализации различных систем разработки.
Теория разработки месторождений нефти и газа сложилась и развивается на стыке промысловой геологии и геофизики, подземной газогидродинамики, физики пласта, технологии и техники добычи нефти и газа, отраслевой экономики и экологии.
На основе данных промысловой информации формируются представления о геологическом строении месторождения и окружающей его водонапорной системе, о свойствах и степени неоднородности пластов-коллекторов, о запасах нефти и т.п.
Методология подземной гидродинамики лежит в основе теории разработки нефтяных месторождений. Эта теория опирается на дифференциальные уравнения фильтрации, закономерности притока пластовых флюидов к добывающей скважине. Вместе с тем она обобщает идеи и методы подземной гидродинамики на пласты, неоднородные по коллекторским свойствам, системы скважин и пластов. Многовариантные гидродинамические и технологические расчеты позволяют находить необходимые технологические показатели и выбрать наилучший с народнохозяйственной точки зрения вариант разработки. Однако, не следует забывать, что точность результатов вычислений не может быть выше точности исходных данных.
На разведку и открытие месторождений затрачиваются большие средства. Поэтому важное значение имеет полнота извлечения из пласта нефти, газа и при сопоставлении систем разработки и выборе наиболее рационального варианта особое внимание необходимо обращать на достижение высокого коэффициента нефтеизвлечения.
В процессе разработки накапливается информация о строении месторождения, распределении давления в пласте, продвижении контуров водоносности и др. Обработка и правильная оценка ее невозможны без знания теории разработки месторождений. На основе этой теории происходит анализ процессов в пластах и использование полученной информации для совершенствования принятой системы разработки, регулирования процесса разработки и определения ее перспектив.
Теория разработки нефтяных месторождений включает:
- теорию прогнозирования показателей разработки;
- теорию анализа и оптимизации показателей разработки;
- теорию увеличения нефтеизвлечиния из продуктивных пластов.
Теория прогнозирования показателей разработки решает прямые задачи, когда при известных параметрах пласта устанавливается динамика пластовых и забойных давлений, дебитов и отборов нефти, пластовой воды, продвижения контуров нефтеносности.
При анализе разработки решаются обратные задачи. На основе фактических данных разработки за определенный период времени уточняются коллекторские свойства пластов, запасы нефти, газа. Для уточненной таким образом модели продуктивного пласта ведут прогнозные расчеты или имитационное моделирование на перспективу.
Теория оптимизации и регулирования дают возможность корректировать технологические процессы, находить наилучшее сочетание показателей разработки.
Залежь представляет собой единую гидродинамическую систему с окружающей ее водонапорной системой (частью которой залежь является). Это ярко подтверждается примерами.
Пласты некоторых залежей нефти в городе Грозный выходят на поверхность на юге в Черных горах (примерно в 40 км), где в них поступает дождевая вода и вода таяния снегов. Севернее города (в 10 км) эти слои выходят частично на поверхность на Терском хребте в районе станицы Горячеводской. После значительных отборов нефти с водой на грозненских залежах горячие источники у станицы иссякли. Следовательно, грозненские залежи представляют собой единое гидродинамическое целое с рассматриваемой водонапорной системой, являясь ее частью. Расстояния, на которые распространяется взаимодействие месторождений, велики. Так разработка месторождения Восточный Техас в США привела к падению давления на 2 МПа в удаленном от него на расстояние более 20 км месторождении Хоукинс. Это доказывает необходимость применения систем ППД.
Итак, залежь или группа залежей вместе с окружающей его законтурной зоной представляют собой единую газогидродинамическую систему.
В процессе разработки давление в залежи изменяется и на различных участках пласта оно разное. Вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а около добывающих скважин – пониженное. Говоря о пластовом давлении, подразумевают его средневзвешенную по площади или объему величину.
В настоящее время Правилами разработки нефтяных месторождений предусматривается организация систем ППД с первых дней «жизни» нефтяного месторождения.
Основные понятия и классификация месторождений нефти
Нефть и нефтяной газ – это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t=20оС) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей – соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.
При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более тяжелые – керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-200С – бензиновые, 150-300оС – керосиновые, 300-400оС – соляровые, при 400оС и выше – масляные.
По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:
- малосмолистые - содержание смол не более 18%
- смолистые - содержание смол от 18 до 35%
- высокосмолистые - содержание смол более 35%
По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:
- беспарафинистые - содержание парафина до 1%
- слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%
- парафинистые - содержание парафина более 2%
Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.
По содержанию серы нефти подразделяются на:
- малосернистые - содержание серы до 0.5%
- сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%
- высокосернистые - содержание серы более 2.0%
Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче и транспортировке нефти.
О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.
Важнейшее физическое свойстволюбой жидкости, в том числе и нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.
За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.
Размерность динамической вязкости: [μ]=Па∙с (Паскаль-секунда).
Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па∙с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа∙с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20ºС составляет 1мПа∙с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа·с (0.001-0.02 Па∙с) и более.
Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВУt, где индекс t указывает температуру измерения.
За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20ºС.
С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности [9].
Нефтяными газами называют газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью. Они представляют собой смесь углеводородов – метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов – метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов – метана СН4 и этана С2Н6 (относительная плотность – 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С3Н8(1.522) и бутан С4Н0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.
Природный газ – смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги при определенных давлениях и температурах.
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.
Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.
Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелой нефтью добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.
Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа:
Vг=αр∙p∙Vж (1.1) где: Vг – объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м3
αр - коэффициент растворимости, Па-1
p - абсолютное давление газа, Па
Vж - объем жидкости, в которой растворен газ, м3
Коэффициент растворимости газа показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4∙10-5 до 1∙10-5 Па-1. При снижении давления до определенного значения (давление насыщения) из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.
Во время подъема нефти с газом по стволу скважины, газ расширяется в результате снижения давления, поэтому на поверхности объем газа больше объема нефти. Оъем добываемого попутного газа характеризуется газовым фактором. Газовый фактор – объем газа, приведенный к нормальным условиям (н.у.) содержащийся в одном объеме дегазированной нефти:
Гф=Vг/Vн , [м3/м3] (1.2)
Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.
Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние [2].
Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.
Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура -82.50С (минус).