РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Естественные режимы работы пластов.

Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.

 

ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

При этом режиме фильтрация нефти происходит под дейст­вием давления краевых или законтурных вод, имеющих регу­лярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему негнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима: Рпл>Рнас

где Рпл — среднее пластовое давление, Рнас — давление насы­щения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтру­ется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пластобеспечивает гидродинамическую связь области от­бора нефти с областью питания, которой может служить естественный водоем — русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины. Пласт-кол­лектор должен иметь достаточную проницаемость на всем про­тяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод.Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глу­бине залегания пласта. Причем давление после некоторого сни­жения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2—8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровожда­ется ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин, пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при рпл > рнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней рас­творено при пластовых условиях обводнение сква­жин происходит относительно быстро. Однако при сильной слои­стой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым про­слоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым — медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное выеснение нефти и дости­гаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

В отличие от естественного водонапорного режима при ис­кусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетатель­ных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), по­этому этот режим еще называют жестким. Депрессионная во­ронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторож­дений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

УПРУГИЙ РЕЖИМ

При этом режиме вытеснение нефти происходит под дейст­вием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтя­ную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (рпл > рнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти. Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменя­ется этот объем при изменении давления на единицу.

Поскольку отрицательному приращению давления соответ­ствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутрен­него давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутри-порового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из эксперименталь­ных данных известно:

для воды

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приве­денным коэффициентом сжимаемости, который называют коэф­фициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент - объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно-упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению можно найти упругие приращения

объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объ­ема пласта

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объ­емного коэффициента упругости пластовой системы.

При экспериментальном определении рп часто упругую де­формацию породы относят не к истинному объему твердого ске­лета, а ко всему видимому объему породы V. При этом в (11.46) множитель (1— т)=\. Кроме того, полагая, что ав=0, а ан=аж=1, т. е. что все поры заполнены однородной жидко­стью с коэффициентом Р=рж, получим

Р = прж+Рп.

В таком виде эта формула и встречается в литературе.

Упругий режим, относящийся к режиму истощения, суще­ственно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастаю­щаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрес­сии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом ре­жиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зави­симости от общего запаса упругой энергии в пласте (от разме­ров окружающего залежь водного бассейна).

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются: залежь закрытая, не имеющая регулярного питания; обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами

(контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;) наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасы-

ренной части пласта с законтурной областью превышение пластового давления над давлением насыщения.

РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ

Этот режим проявляется в таких геологических условиях,.

при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницае­мыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно дав­лению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Темп изменения среднего пластового давления при разра­ботке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Таким образом, разработка месторождения при режиме га­зовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями

(уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного под­держания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечная нефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех вели­чин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4—0,5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

 

РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

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 'смеси 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:

рпл<Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

отсутствие законтурной воды или наличие неактивной за­контурной воды;

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 равного давлению насыщения.

Режим растворенного газа характедизуется быстрым паде­нием пластового давления законтурным увеличением газо­вого фактора. 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.

 

ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

Гравитационным режимом дренирования залежей нефти на­зывают такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверх­ности». Свободной поверхностью называют поверхность фильт­рующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливаю­щийся в динамических условиях фильтрации, на котором давле­ние во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно. Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накоп­ления нефти и погружения в него насоса.

Из определения этого режима следует, что если в затрубном пространстве такой скважины существует атмосферное дав­ление, то такое давление установится на всей свободной по­верхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет происходить только под действием разности уровней жидкостей в удаленной части пласта и непосредственно на стенде сква­жины. При избыточном давлении в затрубном пространстве скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происхо­дить под воздействием разности уровней жидкости, так как это давление устанавливается на всей свободной поверхности.

Гравитационный режим может иметь решающее значение при шахтных методах добычи нефти.

В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчи­выми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффектив­ность гравитационного режима, увеличивается. Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходя­щих в нефтяных залежах при их разработке.

Природным режимом залежи нефти и газа называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемеще­ние нефти и газа в пласте к забоям добывающих скважин. Ос­новные источники движущих сил в нефтяных залежах: упругость жидкости и породы, давление сжатого газа газовой шапки, упру­гость выделяющегося из нефти растворенного газа, собственная сила тяжести нефти, дифференциальная энергия внутренних по­верхностей пористой среды и жидких фаз.

По признаку доминирующего проявления источника движу­щих сил выделяют режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (или режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.

К основным источникам пластовой энергии в газовых и газо-конденсатных залежах относят напор расширяющегося сжатого газа и краевых пластовых вод и упругость жидкости и породы. Соответственно выделяют режимы — газовый и упруговодонапор­ный. При упруговодонапорном режиме напор краевых вод всегда сочетается с упругими силами газа, и в чистом виде этот режим практически не встречается. Поэтому наряду с названием «упру­говодонапорный» часто используют название «газоводонапорный» режим.

В природе широко распространены режимы залежей, при ко­торых нефть или газ извлекаются из пластов за счет действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы на­зываются смешанными. Относительная роль каждого из видов энергии может быть различной на разных этапах разработки.

Из геологических факторов, определяющих формирование того или иного режима работы нефтяных и газовых залежей,

 

 

2 пробоотборники, замерные устройства, хлопушки, подъёмные трубы. Назначение,Конструкция,Применение.

ПРОБООТБОРНИК

Для забора образцов нефти и нефтепродуктов с различных уровней резервуара с понтоном или плавающей крышей разработаны стационарные пробоотборники ПСУРП. Брать пробы необходимо для определения соответствия продукта требованиям ГОСТ. Однако для получения правильных результатов анализа необходимо соответствующее оборудование, способное обеспечить представительность пробы. Этим и обусловлено использование различных типов пробозаборных устройств в зависимости от типа резервуара.

Сфера использования

Данное устройство нашло применение на предприятиях различных отраслей, одними из которых являются: