Единый портал электронной подписи даст исчерпывающие объяснения www.iecp.ru

Аналитика



Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЛАВА ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ


§ 13. ПРОЯВЛЕНИЕ УПРУГОГО РЕЖИМА

Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики - расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т.е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ и режим пласта изменится - упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач разработки нефтяных месторождений.

Рис. 52. Схема скважины при исследовании методом восстановления давления:

1 - ролик подъемного устройства; 2 - канат (кабель); 3 - задвижка; 4 - скважина; 5 -глубинный манометр;    6    -    пласт


Рис. 53. Кривая восстановления забойного давления, построенная по точкам (1) факти-ческих измерений давления

1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис. 52) опускают глубинный манометр, способный регистр и-ровать изменение давления на забое скважины во времени t. В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t = 0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое рс начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового рк (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами. В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления рс = рс(0, определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис. 53 показана типичная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости Рс = PoOgO-

Рис. 54. Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине

2.    При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.


Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных “гидропрослушивания” пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени t = 0 производят, например, пуск в работу скв. А с дебитом qA (рис. 54). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления РсВ = PeB(t)*

Слева (см. рис. 54) показаны “волны” понижения пластового давления 1 < р2 < рв), а справа - типичная фактическая кривая понижения давления в прослушиваемой скважине. По скорости и амплитуде понижения давления рсВ = рсВ(0 можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т.е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т.д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.

3.    При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздействия на пласт и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.

На рис. 55 показана схема нефтяного месторождения с равномерным расположением скважин, разрабатываемого на естественном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по сравнению с начальным рк0, которое сохранится в водоносной части на некотором постоянно увеличивающемся удалении от контура нефтеносности. В нижней части этого рисунка показана э п ю р а пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА'. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего 1 и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко снижается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, а затем плавно изменяется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно, возникают воронки депрессии, и забойное давление в скважинах составляет рс. Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление р (см. рис. 55), которое в процессе разработки месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные

Рис. 55. Схема нефтяного месторождения и изменения пластового давления:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - добывающие скважины; 4 -    пьезометрические скважины;    5    -

изобары;    6 - услов

ный контур нефтеносности; 7 - эпюра пластового давления вдоль разреза месторождения по линии АА


с


(пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре ркон в этих скважинах, при этом считая, что пьезометрические скважины находятся на некотором условном контуре нефтеносности 6. Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового давления р = ф(?) или контурного ркон = ркон(0. По отбору жидкости из нефтяной залежи с корректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды q зв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из-за контурной области пласта равен темпу отбора жидкости из нефтяной залежи qж = q^t). Пусть, например, на месторождении имеются пьезометрические скважины и по глубинным замерам определено изменение в них давления ркон = ркон(0 за некоторый начальный период разработки месторождения At1.

Фактическое изменение ркон = ркон(0 показано на рис. 56, а изменение q ж = qж(0 за начальный период A t1 и за весь период разработки месторождения - на рис. 57. Естественно, в начальный период At1 разработки отбор жидкости из месторождений в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуатацию скважин возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре ркон. При t > t1 отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в начальный период: он сперва стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.

Рис. 57. Зависимость цж от времени


1 - фактическое изменение qж за период At1; 2 - возможные варианты изменения qж при tt1


1 - фактическое (замеренное в пьезометрических скважинах) контурное давление ркон за период At1; 2 - возможные варианты изменения ркон пр и различных qж (t > t1)


Р кон

Рис. 56. Зависимость ркон от времени

Поэтому просто экстраполировать изменение ркон(0 по имеющейся зависимости ркон = ркон(0 за начальный период разработки Atx нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при ttx. Изменение ркон = ркон(0 прогнозируют на основе решения соответствующих задач теории упругого режима.

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет утекать в законтурную область.

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин (рис. 58) задано давление ркон, а т ре-буется определить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.

5.    При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутри-контурного заводнения при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды


Рис. 58. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины; 5 - контур нагнетательных скважин

нагнетательных скважин, а в момент времени t = 0 их вновь включают в эксплуатацию.

Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагнетательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределения давления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из пласта жидкости), т.е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима. Задача о перераспределении давления при упругом режиме в прямолинейном пласте между нагнетательной и добывающей галереями и об определении времени наступления установившегося режима решена в гл. II.

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого режима, при выводе которого исходят из уравнения неразрывности массы фильтрующегося вещества, которое представим в более развернутом, чем в гл. II, виде:

dt    dt

(III.1)

Пористость пласта т, как было отмечено в гл. II, нелинейно зависит от среднего нормального напряжения о. Однако в диапазоне изменения о от доли единицы до 10 МПа зависимость пористости от среднего нормального напряжения можно считать линейной, а именно:

т = т0 - ве(о - о0).    (III.2)

Здесь вс - сжимаемость пористой среды пласта; о0 - начальное среднее нормальное напряжение.

Используем связь между горным давлением по вертикали ог, средним нормальным напряжением о и внутрипоровым (пластовым) давлением р, определяемую формулой (II.64).

Из формулы (II.62) следует, что при ог = const

- = -^.    (III.3)

dt    dt

Учитывая (III.2) и (III.3), получаем

dm dm до

dt до dt

(III.4)

Плотность фильтрующейся в пласте жидкости в первом приближении линейно зависит от давления р, т.е.

р = P0 [1 + вж(р - Р0)],    (III.5)

где вж - сжимаемость жидкости; р0 - плотность жидкости при начальном давлении р0.

Из (III.5) имеем

dp    dp dp    dp

— =--= PoP ж—-    (III.6)

dt    dp dt    dt

Используя закон Дарси и считая абсолютную проницаемость k и вязкость жидкости р не зависящими от координаты, имеем —

divpv =--divpgradp.    (III.7)

Подставим (III.4), (III.6)    и    (III.7) в (III.1). В результате по

лучим следующее выражение:

pPc — + mp0^ — = - divpgradp.    (III.8)

dt dt р

Учитывая незначительную сжимаемость жидкости, в формуле (III.8) можно положить p « p0. Тогда окончательно получим дифференциальное уравнение упругого режима в следующем виде:

—    = Kdlv gradp; к = —;

dt    рв

в = ве + твж.    (III.9)

Здесь к и в - соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта (по предложению В.Н. Щелкачева).

Численное компьютерное решение уравнения упругого режима позволяет рассчитывать изменение давления во времени в каждой точке пласта.

В некоторых простых случаях можно использовать точные решения уравнения (III. 9). При грубых оценках возможностей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас - это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта

ДУП/У = рДр; в = вс + твж,    (III. 10)

где Д^п - изменение порового объема при изменении пластового давления на величину Др, т.е. непосредственно упругий запас пласта объемом V.

Пример III. 1. Рассмотрим пример определения упругого запаса нефтяного месторождения. Пусть имеем месторождение, продуктивный пласт которого имеет объем V = 109 м3 = 1 км3. Это - довольно большое месторождение, например длиной 20 км и шириной 5 км. Толщина пласта составляет 10 м. Предположим, что начальное пластовое давление равно 16 МПа, а давление насыщения - 6 МПа. Продуктивный пласт непосредственно за контуром нефтеносности выклинивается, замещаясь практически непроницаемыми породами. Поэтому в нефтеносную часть месторождения из его законтурной области поступает незначительное количество воды. Можно рассчитывать только на упругий запас нефтеносной части месторождения. Вопрос ставится следующим образом: сколько можно добыть жидкости из пласта при снижении пластового давления Д^ на 10 МПа от начального пластового до давления насыщения?

Для ответа на этот вопрос необходимо определить упругий запас нефтяного месторождения с учетом указанных его особенностей. Пусть в = 10-4 1/МПа.

Тогда согласно (III. 10)

ДУП = УвД^ = 109 • 10-4 • 10 = 106 м3.

Таким образом, можно сказать, что при снижении пластового давления на

10 МПа упругий запас месторождения составляет 1 млн. м9.

§ 14. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА КОНТУРЕ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ В ЗАКОНТУРНОЙ ОБЛАСТИ ПЛАСТА

Для разработки месторождения важно знать изменение давления во времени на условном контуре нефтеносности месторождения ркон = ркон(0 или средневзвешенного по площади нефтяной залежи пластового давления р. Оно позволяет прогнозировать перевод отдельных групп скважин с фонтанного на механизированные способы эксплуатации, а также определять время, когда пластовое давление снизится до давления насыщения, начнется разгазирование нефти в пласте и возникнет режим растворенного газа, а затем - газонапорный.

Прогнозирование времени перехода месторождения с упругого режима на режимы растворенного газа и газонапорный особенно необходимо при разработке месторождений, где такой переход допускать крайне нежелательно. Так, например, на месторождениях с высоким содержанием парафина в нефти (выше 15-20 %) разгазирование пластовой нефти приведет к существенному изменению ее фазового состояния и выделению парафина в виде твердой фазы (что, в свою очередь, повлечет за собой повышение вязкости нефти и появление у нее неньютоновских свойств), осаждению твердого парафина в пористой среде пласта и в конечном счете к уменьшению нефтеотдачи.

Наконец, известно, что воздействие на разрабатываемые пласты путем заводнения или других методов по ряду причин обычно начинается не в момент ввода месторождения в разработку, а спустя некоторое время (“запаздывает”). Важно знать, в течение какого времени допустимо разрабатывать нефтяное месторождение без воздействия на пласт при упругом режиме, не доводя до возникновения режимов растворенного газа и газонапорного.

Расчет изменения во времени средневзвешенного пластового или контурного давления при геометрически сложной конфигурации контура нефтеносности с учетом реального расположения скважин на месторождении возможен только с использованием численных методов и компьютеров или аналоговых устройств.

Если, например, известен контур выклинивания законтурной водоносной части и месторождения (рис. 59), то всю водоносную область можно разбить на некоторое число ячеек с размерами сторон Д1 и Ду. Перераспределение давления за контуром месторождения, естественно, сильно зависит от параметров в его законтурной части, которые обычно бывают недостаточно точно известны. Обычно для прогнозирования изменения давления на контуре месторождения адаптируют расчетное изменение давления к фактическому, замеренному в начальный период разработки месторождения. Поэтому при расчетах, видимо, не следует стремиться к мельчению ячеек в законтурной области пласта, так как знание параметров этой области является неточным и прогнозирование давления на контуре будет давать удовлетворительные результаты только после адаптации расчетного изменения к фактическому.

В случае конфигурации месторождения, близкой к круговой, можно достаточно точно прогнозировать изменение контурного давления аналитически на основе решения задачи упругого режима о притоке воды из законтурной области пласта к нефтяной залежи, имеющей в плане форму круга радиусом R (рис. 60). Следует отметить, что характер течения воды к нефтяным

Рис. 60. Схема разбиения площади нефтяного месторождения и его законтурной водоносной области на ячейки:

1 - контур вы1клинивания водоносной области месторождения; 2 - ячейка площадью АхАу; 3 - условный контур нефтеносности; 4 - аппроксимация контура нефтеносности

залежам в законтурных областях во многих случаях действительно близок к радиальному, происходящему как бы в залежи круговой формы в плане.

Рис. 59. Схема нефтяного месторождения круговой формы в плане:

1    - условный контур нефтеносности;

2    - аппроксимация контура нефтеносности окружностью радиусом R


Итак, пусть месторождение (см. рис. 60) разрабатывается на естественном режиме, и вследствие сравнительно незначительного упругого запаса энергии в нефтяной залежи будем считать количество отбираемой жидкости из месторождения qж(0 равным количеству поступающей воды к нефтяной залежи из законтурной области пласта q3B(t), т.е. q^t) * q^(t) .

При разработке нефтяных месторождений добыча жидкости q^t) изменяется обычно так, как это показано на рис. 57. Для расчета ркон(0 будем считать законтурную область неограниченной (R < r < го). Радиальная фильтрация воды в этой области описывается дифференциальным уравнением упругого режима (III.9), которое в рассматриваемом случае принимает следующий вид:

д2р 1 dp1 —— +--  I


дp dt


(III.11)


dr


где p(r, t) - давление в точке А с координатой r в законтурной области пласта (см. рис. 60).

Рассмотрим вначале несколько упрощенную задачу упругого режима, для которой начальное и граничное условия записываются следующим образом: p = p„ при t = 0, R < r < »:

qx = -2n — 0 r —1    = const.    (III.12)

V dr 2 r=

и


r = R

Решение этой задачи получают с использованием преобразования давления p(r, t) по Лапласу

р (r, s) = J p(r, t) e-stdt,    (III.13)

o

где p(r, s) - преобразованное давление; s - параметр преобразования.

В общем виде это решение по Ван Эвердингену и Херсту имеет следующий вид:

р„ - р(р, т) =    f (р, т);

2nkh

fт) = 2 7 (1 - e-u2t )[Ji(u)Yo(up) - Yi(u)Jp(up)]du.    (III 14)

’ П    u 2[Ji2(u) + Yi2(u)]    ’    '

р = r/R; т = Kt/R2.

Здесь /0(мр), J1(u), У0(мр), Y(u) - принятые в математических руководствах обозначения функций Бесселя.

Функция Др, т) была рассчитана Ван Эвердингеном и Херстом.

Для расчета изменения во времени давления ркон(0 необходимо использовать значения этой функции при р = r/R = 1 (рис. 61).

Оказалось, что зависимость f(1, т) от lg(1 + т) можно с необходимой точностью аппроксимировать следующей достаточно простой формулой:

f(1, т) = 0,5[1 - e-8,77lg(1+t)] + 1,12lg(1 + т) или

f(1, т) = 0,5[1 - (1 + т)-3'81] + 0,487ln(1 + т).    (III.15)

Таким образом, для qж = const давление ркон(0 можно рассчитать по формуле, вытекающей из выражений (III. 14) и (III.15):

ркон(0 = р„ - ^ f (i, т).    (III.16)

2nkh

Рис. 61. Зависимость f(1, т) от lg (1 + + т):

1 - точное значение функции по Ван Эвердингену и Херсту; 2 - аппроксимация функции формулой (III. 15)


Рис. 62. Зависимость q3B(X) от X

Однако добыча жидкости в процессе разработки месторождения, естественно, не остается неизменной во времени.

Рассчитать изменение !кон(^) при переменном во времени Язв = <73.(0 можно с помощью интеграла Дюамеля.

Для получения этого интеграла будем рассматривать qзв = = Язв(т) и считать, что язв изменяется со временем не непрерывно, а ступенчато, причем каждая ступенька Aqзв начинается в момент времени Х{. Используем два времени: т, исчисляемое с начала разработки месторождения, и X с отдельными моментами времени Xf, соответствующими ступеньками Aq^ = const.

Таким образом, дебит жидкости qзв будет зависеть теперь уже не от т, а от Xf или просто от X (рис. 62).

В соответствии с формулой (III. 16), изложенными соображениями и рис. 62 можно написать следующее выражение:

и Чзв

Ркон(т) = Р„--^ [Чзв0^ (1- Т) +

2nkh о

+Aq3Bif (1- т - X1) + Aq3,2f (1, т - X2) + ...] =

11 q3B

= Р»- — 2Aq3Bif(1- т - xs).    (iii.17)

2nkh о

Разделим и умножим выражение, стоящее в правой части (III. 17) под знаком суммы, на AX. В результате получим

Ркон(т) = p„ - — i^f (1- т - Xi)AX.    (III.18)

2nkh о AX

Перейдем в (III. 18) к пределу, полагая AX ^ 0. Тогда для любого AX (индекс i можно опустить) имеем

Ркон(т) = Р. -    i^f (1, т - X)AX =

2nkh о AX

AX ^ 0

и т dq

= Р.--— f-^f (1, т - X)dX.    (III.19)

2nkh dX

0

Интеграл (III.19) и есть интеграл Дюамеля.

При разработке нефтяных месторождений отбор жидкости из пласта изменяется во времени обычно таким образом, что вначале он нарастает в связи с разбуриванием месторождения и увеличением числа эксплуатируемых добывающих скважин, а затем стабилизируется на значительное время и лишь в конце срока разработки снижается.

Однако если учитывать, что приток воды происходит из законтурной области пласта, то снижение поступающего ее объема может начаться раньше, чем произойдет общее уменьшение отбора жидкости из месторождения в конце разработки. Это происходит в связи с переходом на законтурное заводнение пласта, когда часть отбираемой жидкости будет компенсирована закачиваемой в пласт водой.

Учитывая сказанное, схематизируем изменение текущего отбора воды из законтурной области пласта во времени в общем случае следующим образом:

1)    язв    = аХ    при 0 < X < Х1 = т1;

2)    Язв    = q зв1    = const при Х1 < X < X,    =    т,;

3)    Язв    = q зв1    - аХ при X, < X < X,,    =    т,,;

4)    q зв    = q зв2    = const при X > X,,.    (III.20)

При этом время X, = т, соответствует началу закачки в законтурную область воды. В момент времени Х1 = т1 месторождение оказывается полностью разбуренным и отбор воды из законтурной области стабилизируется. В момент т = т, начинают вводить в эксплуатацию нагнетательные скважины в законтурной области и приток из нее воды, затрачиваемой на компенсацию отбираемой жидкости из нефтеносной части месторождения, уменьшается. При этом текущий отбор жидкости, остающийся неизменным, частично компенсируется закачкой воды в пласт и ее притоком из законтурной области. Текущая закачка воды в законтурную область пласта может быть такова, что она не только компенсирует добычу жидкости из нефтяного месторож-

дения, но и приведет в конце концов к росту давления на контуре нефтяного месторождения по сравнению с первоначальным. В момент времени т = т,, вытеснение нефти осуществляется полностью закачиваемой за контур водой, причем часть ее уходит в законтурную область.

Рассмотрим вначале изменение контурного давления ркон = = ркон(Л, т) в первом из указанных случаев, т.е. при 0 < X < < A.J. Из (III.20) имеем

_ а _ const.

5X


Тогда Ркон(т) _ Р»


f(1, т - X)dX _ q»

2nkh о


-/Х

2nkh о


+ о, 487ln[1 + (т - X)]jdX _


1


1


Х


[1 + (т - X)]3


т


dX


а^

2nkh


о, 5т - о, 5J


_ Р»


+

J(c);


о [1 + (т - X)]J I    а^


т


+о, 487^ln[1 + (т - X)]dXj _ p


2nkh


1


J(c) _ о,5т - о,178


1


+


(1 + т)

+ о,487[(1 + т)1п(1 + т) - т].


(III.21)


Чтобы получить изменение ркон = ркон(т) при X > Х1, необходимо из формулы (III.21) вычесть ркон = ркон(т) при т > т1, соответствующее дзв = аX. В результате получим при т > т1


J (т) —а^ J(c - т<)


Ркон(т) _ Р» -


2nkh


2nkh


а^

2nkh


[J(т) - J(т - т1)].


(III.22)


Р» -


В третьем случае, т.е. при при т > т,, из выражения для ркон = ркон(т) по формуле (III.22) необходимо вычесть решение, соответствующее изменению дзв в третьем случае (III.20). Имеем


Pко„(т> = P» - — [J(т) - j(t-t,)] -^ J(t-t.).    (III.23)

2nkh    2nkh

В четвертом случае при X > т.. получим

Pкон (т) = p„ -    [J (т) - J (т - т,)] -

2nkh

-_о1^ J (t-t. ) - J (t-t.. )].    (III.24)

2nkh

Рассматриваемая задача может ставиться и иным образом. Задают давление ркон(Х) и определяют q зв = ^зв(т).

Применение современных математических методов и вычислительных средств позволяет учесть изменение параметров в законтурной области, ее ограниченность и другие осложняющие факторы.

Вместе с тем не всегда можно и нужно использовать сложные математические методы и вычислительную технику. В ситуациях, требующих получения быстрого ответа, применяют простые, но несколько менее точные расчетные схемы. Так, для приближенного прогнозирования изменения давления ркон = = ркон(?) можно считать, что месторождение вводится в разработку в момент времени t = 0 с некоторым постоянным дебитом q.ж. Пусть вязкость нефти близка к вязкости воды, проницаемость и толщина пласта в его нефтенасыщенной части и за пределом условного, среднего контура нефтеносности (рис. 63) одинаковы. За контурное давление ркон(0 будем условно принимать давление в точке А, расположенной на расстоянии b от оси 1. Для приближенного расчета изменения во времени давления ркон(0 применим следующий прием: будем считать, что отбор жидкости из всех скважин нефтяного месторождения qж заменяется отбором из трех, пяти или другого числа n точечных стоков с дебитом qiy так что

У‘

.....-

1 1

А /

i

Я Ь

Г9 -

г О 1 *

С -¦ 9

а

/ 1

Х J X

Рис. 63. Схема нефтяного месторождения с тремя точечными стоками:

1 - условный контур нефтеносности

Пусть, например, согласно графику (см. рис. 63)

= q0 + qi+ q2.

q* = qo + qi + q2.    (iii.26)

Точечный сток q0 расположен в начале координат, а стоки qi и q2 - слева и справа от него на расстояниях соответственно и а. Тогда, используя соответствующую формулу гл. II, получаем выражение для приближенного определения изменения давления во времени в любой точке пласта на расстоянии

r = л/>

lx2 + у2 от начала координат:

2

r

4Kt


qoH

4nkh


Ap(t) = р» - p(t) = -


Ei


qi^

4nkh


q2^

4nkh


(III.27)


Ei


Ei


t \2 2 (x + a) + у


4Kt


t \2 2 (x + a) + у


4Kt


Из (III.27) имеем формулу для определения изменения давления в точке А (см. рис. 63).

1


b2 4Kt


qo^

4nkh


APK0H(t) = Р» - PK0H(t)


Ei


/

(III.28)


Ei


4Kt


(q1 + q2^ 4nkh


Рассмотрим примеры расчета контурного давления.

П р и м е р 111.2. Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга (см. рис. 60), окружено обширной водоносной областью, которую можно считать простирающейся до бесконечности. Начальное пластовое давление в нефтяной залежи, как и на его контуре, р» = 20 МПа при r = R = 3-103 м. Проницаемость пласта в замкнутой водоносной области k = 0,1 мкм2, вязкость воды И = 10-3 Па-с, упругоемкость пласта р = 10-9 1/Па, толщина водоносного пласта h = 10 м.

Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определим по формуле (III.20). При этом т1 = 2 года, т, = 4 года, а1 = а = 0,1368 м3/сут.

Найдем изменение контурного давления в течение первых пяти лет разработки месторождения.

Определим прежде всего пьезопроводность к водоносного пласта. Имеем

k

10-


Ир

т = Jf! = 10 t = 0,111 -10-71 = 0,96 - 10-3t,

R2    9 -106

где t - в сут.

Вычислим не р1он, а Ар1он(т) = р» - р„н(т). При t = 2 года = 730 сут имеем т = 0,96-10-3-730 = 0,708.

По формуле (III.21)

АрК0Н(т) = -а^J(т); -а^ = 2,182 -107;

2nkh    2nkh

J (т) = 0,5 - 0,7008 - 0,178

1__-


(1 + 0, 7008)2,81 +0, 487[(1 + 0, 7008) ln1, 7008 - 0, 7008] = 0, 311;

ApK0H = 2,182 -107 - 0,311 = 6,78 МПа.

При t = 3 года Ар1он(т) следует вычислять по формуле (III.22). Имеем

т = 0, 96 -10-3 -1095 = 1, 051; т1 = 0, 7008;

АрК0Н(т) = -аИ- [J(т) - J(т-т1)];

2nkh

. 1 1 J (т) = 0,5 -1,051 - 0,17811--1 +

/    2, 0512812

+0, 487(2, 051 ln 2, 051 - 1, 051) = 0, 5768;

. 1 1 J(1 051 - 0, 7008) = 0, 5 - 0, 3502 - 0, 17801--j +

/    1,    35022812

+0, 487(1, 3502 ln1, 3502 - 0, 3502) = 0,1006.

Тогда

Ар1он(т) = 2,182-107(0,5768 - 5,1006) = 10,4 МПа.

Через 4 года = 1460 сут имеем т = 0,96-10-3-1460 = 1,402; т1 = 0,7008; т - т1 = 0,7012;

/(1,402) = 0,8805; /(0,7012) = 0,3113;

Арк(ш(т) = 2,182-107(0,8805 - 0,3113) = 12,4 МПа.

И, наконец, через 5 лет = 1825 сут вычисляем Ар1он(т) по формуле (III.23). Имеем

т = 0,96-10-3-1825 = 1,752; т, = 1,402; т - т1 = 1,0512; т - т, = 0,35;

Рис. 64. Зависимость давления на контуре месторождения ркон от времени

/(1,752) = 1,212; /(1,0512) = 0,577;


/(0,35) = 0,1005;

Аркон(т) = 2,182-107( 1,212 - 0,577 -

- 0,1005) = 11,7 МПа.

Таким образом, после стремительного роста темпа отбора Аркон(т) начало увеличиваться. На рис. 64 показана зависимость Аркон от времени t.

П р и м е р III.3. Рассмотрим изменение пластового давления в наблюдательной скв. В (см. рис. 54) спустя 1 год после пуска нефтяной скв. А с дебитом qA в момент времени t = 0. Дебит

скв. qA = 100 м3/сут = 1,16-10-3 м3/с. Проницаемость пласта k = 0,1 мкм2; вязкость нефти ц = 10-3 Па-с, толщина пласта h = 10 м; упругоемкость в = 10-10

1    /Па. Пласт считаем неограниченным. Скв. А находится на расстоянии R = 103 м от скв. В.

Изменение давления в скв. А в данном случае можно определить по формуле (II. 132), считая скв. А точечным стоком. Определим вначале величину

2    = R2 = 4Kt.

Имеем

к = k/цв = 10-13/(10-3-10-10) = 1 м2/с.

При t = 1 год = 0,315-108 с

106


- 0,8 -10-2.


z =


8


4 -1 - 0,315 -10


При 2 << 1 из формулы (II. 132) имеем -Ei(-z) - -0,5772 - lnz.


Тогда из (II. 132) получаем


Яд ц 4nkh


qA ц


Ei(-Z) :


(-0,5772 - ln z) =


Арв = Р Яд ц


¦ рв = 4Kt


4nkh


Яд Ц ln 225Kt


ln-


4nkh    1,781R2    4nkh

Подставляя в приведенную формулу числовые значения входящих в нее величин, получаем


1,16 -10-3 -10-3


2, 25 -1 - 0,315 -108 106


ln


= 0, 394 МПа.


АРв =


4 - 3,14 -10-13 -10


Рассмотренный в примере III. 3 способ вычисления изменения пластового давления в наблюдательной скважине в результате пуска нефтяной можно приближенно использовать для на-

хождения давления при гидропрослушивании пласта, а также для приближенной оценки изменения контурного давления, если все добывающие скважины залежи заменить одной центральной добывающей скважиной.

§ 15. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РЕЖИМАХ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА И ГАЗОНАПОРНОМ

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление - газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднородность.

В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых месторождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, называется в т о -р и ч н о й .

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют р е ж и м ом р ас т в о р е н н ог о г аза . Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется г а з о н а п о р н ы м .

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильтрации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показывают, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа может существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в сочетании с водонапорным, если пластовое давление близко к давлению насыщения. Тогда вблизи добывающих скважин возникает режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных - водонапорный. Такие режимы пластов называют с м е ш а н н ы м и .

Рассмотрим разработку пласта при смешанном режиме - упругом в его законтурной области, и растворенного газа - в нефтенасыщенной части пласта. Пусть разрабатываемый пласт

Рис. 65. Схема нефтяного месторождения круговой формы в плане, разрабатываемого при смешанном режиме:

1 - условный контур нефтеносности; 2 -аппроксимация условного контура нефтеносности окружностью радиусом R; 3 - добывающие скважины


имеет форму, близкую к кругу (рис. 65). Его законтурная водоносная область достаточно хорошо проницаема и простирается очень далеко (“до бесконечности”). Она разрабатывается при упругом режиме. Давление на контуре нефтенасыщенной части пласта можно определить по методике, изложенной в предыдущем параграфе.

Пусть нефтяной пласт разрабатывается с использованием равномерной сетки добывающих скважин. Радиус контура питания каждой добывающей скважины rK можно считать равным половине расстояния между скважинами. Если r = rK, пластовое давление р = рк < рнаснас - давление насыщения). При приближенном расчете дебитов добывающих скважин можно принять рк = аркон(т), где а - некоторый постоянный коэффициент.

Итак, при смешанном режиме давление на контурах добывающих скважин r = rK определяют с учетом контурного давления в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на основе теории упругого режима, если задано изменение во времени текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта q^ = q3,(t).

Если рк близко к давлению насыщения, но ниже его и, следовательно, насыщенность пласта свободным газом незначительна, то можно приближенно считать текущий объем поступающей воды в нефтенасыщенную часть пласта из законтурой области равным текущей добыче пластовой нефти, т.е. q^ = qK.

Если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтяной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходимо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добычи нефти.

Определим дебиты скважин при режиме растворенного газа. Перераспределение давления вблизи скважин происходит значительно быстрее, чем изменение контурного давления в нефтяной залежи ркон(т) и соответственно давления на контуре питания скважин рк = рк(т). Поэтому распределение давления при rcr < rK можно считать установившимся в каждый момент времени, т.е. квазистационарным.

На характер течения газированной нефти в пористой среде влияет растворимость в ней газа. Для количественного определения растворимости газа в нефти в теории разработки нефтяных месторождений обычно используют закон Генри. Однако, по-видимому, в зависимости от свойств конкретных нефтей и газов представляют этот закон различным образом. Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде:

УГр = aoV!,    (III.29)

где Угр - объем газа, приведенный к стандартным (атмосферным) условиям, растворенный в нефти; а0 - коэффициент растворимости; Ун - объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом; р - абсолютное давление.

Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости 2 = z(p, T). При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде

Р / Рг2 = Рат/Рг ат^ат,    (III.30)

где рг, z, рг ат, 2ат - соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом р и атмосферном рат давлениях.

Для массовой скорости фильтрации газа vг на основании обобщенного закона Дарси имеем выражение

v„ = _ kk„(s)pprат эр . ^ = г/    (III.31)

И u р ат    дг

Для массовой скорости фильтрации растворенного в нефти газа имеем

V = _ ккн^ж0ррг ат dp    (III 32)

ГР    Ин    dr *    '

И, наконец, скорость фильтрации нефти vE выражается следующим образом:

vh = _kkn(^ зр .    (III.33)

И н    dr

Найдем отношение суммарного объемного расхода фильтрующегося в пласте газа (свободного и растворенного в нефти), приведенного к атмосферным условиям, к объемной скорости фильтрации нефти, называемое пластовым газовым фактором Г. При установившейся фильтрации значение Г остается постоян-

ным в любом цилиндрическом сечении пласта при rcr <rKс - радиус скважины).

Из (III.31), (III.32) и (III.33) имеем

а Н .    kг(sж)И н

а о Нат + ¦—;—:-

kн(sж)И нФ


Р

рат


const.    (III.34)


Из (III.34) следует, что есть связь между давлением p и насыщенностью пласта нефтью (жидкой углеводородной фазой) 5ж. Таким образом, при установившемся движении газированной жидкости

p = р($ж).    (III.35)

В то же время, согласно обобщенному закону Дарси, относительная проницаемость для нефти

&н = &н(5ж).    (III.36)

На основе (III.35) и (III.36) заключаем, что должна существовать зависимость относительной проницаемости для нефти от давления

кн = kH (р).    (III.37)

Теперь можно получить аналог формулы Дюпюи для притока газированной нефти к скважине с дебитом дн. Имеем

q* = _    ^.    (III.38)

И н    dr

Для интегрирования (III.38) необходимо ввести функцию Христиановича H, определяемую как

Н = Jкн(р) dp + С; dH = кн(р) dp.    (III.39)

Интегрируя (III. 38) с учетом (III.39), получаем формулу для определения дебита нефти

qн = 2nkhAH ; АН = НК _ Нс,    (III.40)

и н1п

Гс

где HK, Hс - значения функции Христиановича соответственно на контуре питания (r = rK) и на скважине (r = гс). Имея зависимости относительных проницаемостей для нефти и газа конкретного пласта, данные о вязкости нефти и растворимости газа в нефти, можно построить зависимость H = H(p), а затем по формуле (III.40) определить дебит скважины, задаваясь значением забойного давления в скважине. Зная общую текущую добычу из нефтяной залежи на основе решения задачи упругого режима в законтурной области пласта и дебит одной скважины, определяем число скважин, которые необходимо пробурить для разработки пласта при смешанном режиме.

В приведенных расчетах предполагалось, что законтурная область пласта обладает достаточно высокими фильтрационными свойствами. Но даже в случае такого предположения давление на круговом контуре пласта падает весьма интенсивно. Если же проницаемость в законтурной области в несколько раз ниже, чем в самом пласте, или пласт выклинивается за контуром нефтеносности, что часто бывает, то приток воды в нефтенасыщенную часть пласта становится незначительным и можно считать, что нефтяная залежь замкнутая, а законтурная вода неактивная. В этом случае приток нефти и газа к скважинам уже нельзя считать установившимся в каждый момент времени.

Будем считать, что в рассматриваемом случае всплывание пузырьков газа, выделившегося из нефти, затруднено из-за слоистости пласта. В этом случае в пласте разовьется в чистом виде неустановившийся режим растворенного газа.

Для упрощения расчета разработки пласта при этом режиме можно считать, что течение газа к каждой скважине, ограниченной контуром радиуса rK (см. рис. 65), квазистационарное - установившееся в каждой линии тока, но изменяющееся во времени.

Рассматривая массовый приток нефти к каждой скважине, будем в кривых относительных проницаемостей учитывать насыщенность жидкой углеводородной фазой в каждой точке пласта 5ж, а при рассмотрении разработки элемента пласта в целом (при гсr < rK) введем некоторую среднюю насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, равную эж. Пусть эта насыщенность существует в некотором сечении пласта, близком к контуру при давлении в этом сечении, равном р .

Тогда для массового дебита нефти днс, притекающей к скважине, имеем выражение

q _    2лгИрHkH(^) dp    (hi 41)

НС    И н    dr

Массовый дебит газа

kr(^)pr , kH(^)a0ррн

q„c _ 2nh

dr


U

U


н

Для газового фактора в элементе пласта в целом получаем выражения

E _ p [( ;ж)и о + а о ];

Рн

^ж) _ кГ(5ж)/ кн(5ж); Ио = Ин/И„¦    (III.43)

Имеем следующие выражения для масс нефти и газа в пласте радиусом rK:

MH = pHVH; Мг = а0 р VHpH + prVr;

V = VH + Vn    (III.44)

где VH и VT - объемы соответственно нефти и газа.

Из (III. 44) получаем

АМг = а0А р VHpH0 р AVHpH + A(pгVг); AMH=pHAVH.    (III.45)

На основе уравнения материального баланса получим следующее выражение для газового фактора:

Г = АМг/АМнр Ун.0 р + A(pVr).    (III.46)

AVH    pHAVH

Учитывая, что

5ж = Ун/У; АЗж = aVh/V; 1-Sk = V„/V,    (III.47)

имеем

Г = аоЗж АР + а ор + -AApVL.    (III.48)

AsK    pHAsKVH

Процесс разработки пласта считается изотермическим. Так как не учитывается сверхсжимаемость газа, из (III. 30)

p„ _ ср.    (III.49)

Тогда из (III. 48) и (III. 49), устремляя Ар и А§ж к нулю, получаем

_ а0^жpH + с(1 - Sж)    (III 50)

dp    ср^()и о

Дифференциальное уравнение (III.50) совпадает с известным уравнением К.А. Царевича, выражающим связь между насыщенностью жидкости и давлением на контуре питания скважины, эксплуатируемой в условиях режима растворенного газа.

Решая уравнение (III.50), получаем зависимость средней насыщенности жидкостью Бж от среднего давления р и затем -все остальные показатели разработки. При этом, поскольку в случае режима растворенного газа плотность нефти в пластовых условиях в процессе разработки значительно увеличивается вследствие выделения из нефти газа, во время подсчета нефтеотдачи следует учитывать изменение плотности нефти.

Пусть L2 - масса дегазированной нефти, а L1 - масса газа, растворенного в нефти. Объем нефти в пластовых условиях равен VH. Тогда

L,/plK + L2/p2 = Vh; L1/L2 = а р ,    (III.51)

где plK - кажущаяся плотность растворенного в нефти газа; p2 - плотность дегазированной нефти.

Тогда плотность нефти в пластовых условиях

pH _--_-1 + ар-.    (III.52)

L1 /plK + L2p2    !/p2 + ар /plK

Начальные запасы нефти в области пласта, охваченной разработкой:

Сно = prnMl - SCB)VnJI,    (III.53)

где pHD - плотность нефти при давлении насыщения; m - пористость; 5св - насыщенность связанной водой; Vra - объем пласта. Остаточные запасы нефти в пласте, охваченном разработкой:

Сост = pHm( Sж - sCB)Vna.    (III.54)

Из (III.53) и (III.54) для текущего коэффициента вытеснения П1 получим выражение

п _ GHO - GOCT _ 1 _ pH(^ - sCB)    (III 55)

1

GHO    pHO(1 _ sCB)

Умножив п1 на коэффициент охвата разработкой, получим текущую нефтеотдачу в зоне, приходящейся на одну скважину. Зная число скважин, можно определить текущую нефтеотдачу по месторождению в целом в каждый момент времени, а также среднее пластовое давление р .

Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки.

В процессе разработки такого пласта газ, выделяясь из нефти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку (рис. 66). Таким образом, нефтяной пласт разрабатывается при газонапорном режиме. Месторождение разбурено равномерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образуются воронки депрессии. Однако на условном контуре питания скважин при r = rK давление равно рк. Введем понятие среднего пластового давления р, которое будем считать близким к давлению на контуре питания рк, поскольку воронки депрессии занимают незначительную долю в

Рис. 66. Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой:

1 - нефть; 2 - газовая шапка; 3 - законтурная вода

распределении давления в пласте в целом. Объем пласта Уоп, охваченный процессом разработки:

Vоп = m(1 - Оп^пл,    (III.56)

где V^ - общий объем пласта.

Будем считать, что разработка пласта началась с того момента времени, когда среднее пластовое давление р было равно давлению насыщения рнас.

Приток нефти и газа к отдельным скважинам можно вычислять по формуле Дюпюи или по формуле безнапорной радиальной фильтрации. Изменение же среднего пластового давления р определим, используя соотношения, вытекающие из уравнения материального баланса веществ в пласте в целом.

Для этого введем следующие обозначения: N1 - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти; N2 - полная масса дегазированной нефти в пласте; L1 -масса газа, растворенного в нефти; G1 - полная масса свободного газа.

Имеем следующие соотношения материального баланса:

N1 = G1 + L1; N2 = L2,    (111.57)

где L2 и N2 - полная масса дегазированной нефти. Используем формулу закона Генри в том же виде, что и при р ассмотр ении фильтрации газированной нефти, а именно:

L1/L2 = а р .    (III.58)

Для получения замкнутой системы соотношений материального баланса применим соотношение для суммы объемов компонентов в пласте в виде

G1/p2 + L2/p2 + L1/p1K = У0п,    (III.59)

где p1 и p2 - плотность соответственно газа в пласте и дегазированной нефти; p1K - кажущаяся плотность растворенного в нефти газа. К соотношениям (III.57) - (III.58) необходимо добавить уравнение состояния реального газа (III.30), которое в рассматриваемом случае принимает вид

р/Pi = Ратф / Р1 ат    (III.60)

В итоге имеем полную систему соотношения для определения р. Будем считать процесс разработки пласта при газонапорном режиме изотермическим. Для некоторого упрощения задачи ос-редним также отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа ф, положим ф = фср.

Будем считать, что N1 и N2 известны в каждый момент времени t. Эти величины определяют следующим образом:

N1 = N01 _ JpiaTq!aTdt, N2 = N02 _ Jp2^2^t,

0 0

где N01, N02 - начальные массы соответственно газа и дегазированной нефти в пласте; ^1ат - текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях; q2 - текущая добыча дегазированной нефти.

Подставляя (III.57), (III.58) и (III.60) в (III.59), получаем для определения р следующее квадратное уравнение:

ар2 _ Ьр + с = 0; а = N^ / р;

^аРатф _ N2.

-Von +

р1ат    р2


Р1ат    р2

N р ф

_L-a^.    (III.61)

с

Р1ат

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:

— Ь ± \ Ь2 _ 4ac    /,тт

pi,2 =-2-¦    (III.62)

2a

Для того чтобы узнать, какой из корней справедлив, проведем исследования квадратного уравнения (III.61). Обозначим

y = ap2 _ Ьр + c    (III.63)

Поскольку а    - величина    всегда положительная,    то    ветви параболы (III.63)    направлены    в    сторону возрастания    у.    Величины

b и с также всегда положительные. Поэтому оба корня уравнения (III.61) положительные. В самом деле подкоренное выражение (III.62) всегда меньше b и в любом из случаев положительное. Чтобы определить, какой же из корней (меньший или больший) справедлив, продифференцируем (III.63). Имеем

Если 2ap _ Ь < 0, то производная dy/dp - отрицательна и функция у убывает. В этом случае справедлив меньший корень р1. При 2ap _ Ь > 0 соответственно справедлив больший корень р2. Таким образом, вообще говоря, необходимо в каждом конкретном случае определять численное значение величины 2ap _ Ь с тем, чтобы найти справедливый корень уравнения (III.61).

Масса свободного газа в пласте

G1 = N1 - N2 ар.    (III.65)

Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта

^1 = Ратф/Р1ат(^/Р - ^а).    (III.66)

П р и м е р III.4. Нефтяной пласт разрабатывается при режиме растворенного газа. Вязкость нефти ин = 5 • 10-3 Па • с, вязкость газа иг = 0,02    • 10-3 Па • с

при пластовых условиях. Принимается, что вязкости нефти и газа незначительно изменяются с давлением, так что

Инг = И0 = 250 = const.

Относительные фазовые проницаемости для нефти и газа линейно зависят от насыщенности пористой среды жидкостью зж, так что функция

^ж) = 4^^ ¦

При этом s,, = 0,7; s, =0,5.

Начальное пластовое давление равно давлению насыщения (рнас = 5 МПа). Плотность дегазированной нефти р2 = 0,9 • 103 кг/м3, кажущаяся плотность газа Р1к = 0,3 • 103 кг/м3. Требуется определить коэффициент вытеснения п1 в момент времени, когда насыщенность s ж станет равной 0,5. По условию задачи

с = 0,7 • 102 т/(м3 • МПа), рн = 0,7 т/м3.

Оценки показывают, что вторым членом в числителе правой части уравнения (III.50) можно пренебречь в виду его малости. Тогда уравнение (III.50) упростится и примет вид

= а 0^ж рнdp 0 '

Подставляя в приведенное выше выражение функцию ^( Бж) и интегрируя,

получаем окончательное следующее выражение для определения s ж в зависи

мости от р

(^ж _ s, )“    .    (1    _    0

р = А-

sж    а0рн sж

Коэффициент A определяется из условия зж = s,,, p = рнас. Коэффициент вытеснения определяем по формуле (III.55) с учетом III.52 и а = 0,0544. При ?ж = 0,5, p = 0,577 МПа,

1 + 0,0544 • 5    . 3    1 + 0,0544 • 0,577    „ос , 3

0,63 т/м3; рн =-:-:-= 0, 85 т/м3.

,,,    0,0544 • 5    0,0544 • 0,577

1,11ч—^--111 + —-1-

0, 3    0, 3

При

0 7    ,    0, 85 (0, 5 _ 0, 05)0,3    0 361    =    0    253

п2 = 0,7; п = 1---= 0, 361; п = 0 , 253.

2    1    0, 63    1 _ 0, 05

П р и м е р III.5. Нефтяное месторождение, приуроченное к антиклинальной складке, имеет форму в плане, близкую к круговой, с радиусом контура нефтеносности R = 3 • 103 м. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает.

Месторождение начали разрабатывать, когда среднее пластовое давление было несколько выше давления насыщения рнас = 8 • 106 Па. Однако за счет упругого режима из пласта добыли незначительное количество нефти по сравнению с ее первоначальным содержанием. Поэтому условно можно считать, что разработка месторождения была начата при p = рнас. Пористость пород пласта m = 0,25 м, толщина h = 25 м, насыщенность связанной водой зсв = 0,05. Коэффициент охвата разработкой п2 = 0,8. Плотность нефти р2 = 0,85 т/м3, плотность газа в атмосферных условиях р,ат = 0,85 • 10-3 т/м3, кажущаяся плотность газа р = 0,3 т/м3, а = 8,5 • 10-9 т/(т • Па), ф = фср = 0,9.

В течение 10 лет текущий отбор нефти из месторождения будет составлять дн = 1,5 • 106 т/год. Отбор газа изменяется в течение 10 лет следующим образом:

Jl20-106 м3 /год при 0 < t < 2 года;

j[120 + 42,43(t _ 2)1/2] • 106 м3 /год при 2 < t < 10 лет.

Таким образом, отбор газа из месторождения через 2 года после начала разработки начнет возрастать и через 10 лет после начала разработки удвоится.

Рассчитаем изменение во времени пластового давления и определим объем газовой шапки в долях от объема пласта, охваченного разработкой. Вначале определим объем пласта, охваченного разработкой. По формуле (III.56) имеем

Уоп = m(1    -    s^n^h    = 0,25(1- 0,05)0,8 • 3,14 • 9 •    106    • 25 =    134,24    •    106    м3.

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому вместо (III.59) можно написать

N02/ р2 + N011к = Vcm; N01 = аN02pнас,

где N01, N02 - начальные массы газа и нефти в пласте.

Из приведенных соотношений получим

Von


95, 7 • 106 т


N


02


N


01


1 + арнас    1

Р2 Р1к 0,85    0,3

8,5• 10_9 • 95,7• 106 • 8• 106 = 6,508• 106 т.


134,24 • 106


+


Вычислим 2ap _ Ь при р = p Имеем

2ap Ь = 2^02ар V    ^2ар1атфср + N2

2ap _ Ь -рнас _ Von--+-

р1к    р1ат    р2

0,3

95, 7 • 106 • 8, 5 • 10-9 • 105 • 0, 9    95,7 • 106

0, 85 • 10-3    0, 85

6 - 134,24• 106 - 86,13• 106 + 1 Как видно, даже при р = p^ величина 2ар - Ь отрицательна. При р < < p^ она тем более будет отрицательной. Следовательно, справедлив меньший корень квадратного уравнения (III.61), т.е.

43, 38 • 106 - 134,24 • 106 - 86, 13 • 106 + 112, 6 • 106 = -64,39 • 106


_    -    Ь    -    ijb2 - 4ac

c =    lra^Tcp =-,—    =    1,059 • 108 n1.

Р1ат    0,85 • 10-3

Из условия задачи N2 = 95,7 • 106 - 1,5 • 106?;

N1 = 6,508 • 106 - 0,102- 106t при 0 < t < 2;

N1 = 6,508^ 106 - 0,102^ 106t - 0,02405(t - 2)3/2 при 2 < t < 10.

Следовательно, через 10 лет после начала разработки N2 = 95,7 • 106 - 15 • 106 =- 80,7^ 106 т;

N1 = 6,508^ 106 - 0,102 • 106 • 10 - 0,02405 • 83/2 = 4,944 • 106    т.

Тогда a = 2,286; b = 112 • 106; с = 5,236 •    1014; p = 5,23 МПа.

Таким образом, за 10 лет среднее    пластовое давление снизится на 2,77

МПа. На рис. 67 показано изменение    текущей добычи нефти    дн,    газового    фактора Г и среднего пластового давления    р    в    процессе    разработки    месторождения

при газонапорном режиме.

Газовая шапка будет занимать долю X от порового объема пласта, охваченного разработкой. При этом

'    1    ,    -    80,7    •    106 • 8,5 • 10-9 | = 0,205.

0,85 • 10-3 • 134,24 • 106 / 5,23 • 106

L j\-1-1-1-1-

0    2    4    6    8 t, годы

Рис. 67.    Изменение текущей добычи нефти    qH,    газового фактора Г и    среднего

пластового давления !

Таким образом, через 10 лет после начала разработки пласта газовая шапка займет 20,5 % от порового объема пласта, охваченного разработкой. Нефтеотдача составит 12,6 %.

В § 15 были представлены упрощенные теоретические основы и методы расчета разработки пластов при режимах растворенного газа и газовой шапки.

При современном проектировании разработки месторождений в случаях возникновения указанных выше режимов используется теория, по меньшей мере, двухфазной двухкомпонентной фильтрации и соответствующие этой теории методы компьютерного счета. В случае необходимости рассмотрения извлечения из недр отдельных веществ (компонентов) применяются расчеты на основе модели многофазной фильтрации (“композиционной” модели).

Из рассмотрения основных закономерностей разработки нефтяных месторождений при естественных режимах, изложенных в настоящей главе, а также соответствующих примеров следует, что такая разработка в большинстве случаев не может быть эффективной. Так, разработка нефтяных месторождений при упругом режиме во многих случаях приводит к значительному снижению пластового давления и, как следствие, к уменьшению перепадов давления и дебитов скважин. Поддержание высоких темпов разработки в условиях падения пластового давления требует бурения слишком большого числа скважин. Только в особых случаях разработки месторождений при очень “активной” законтурной воде запасы месторождений могут быть выработаны при допустимом снижении пластового давления.

Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа и вторичной газовой шапки ведет к существенному росту газовых факторов скважин и месторождений в целом и в конечном счете к снижению нефтеотдачи. При режимах растворенного газа и газовой шапки вряд ли можно достичь конечной нефтеотдачи выше 35 % даже в случаях разработки месторождений нефтей вязкостью 1-5 • 10-3 Па • с. Кроме того, разработка нефтяных месторождений при этих режимах связана, как правило, с низкими дебитами скважин.

Исключение из описанных закономерностей составляют случаи разработки месторождений в трещиноватых коллекторах, где нефть подстилается огромным бассейном активных законтурных вод. Такие случаи характерны для месторождений Ирана, Кувейта и других стран.

Указанные недостатки разработки нефтяных месторождений при естественных режимах стали понятны нефтяникам уже в 30-х гг. этого века. К концу 40-х гг. разработка подавляющего числа месторождений, особенно содержащих маловязкие нефти, стала осуществляться с воздействием на пласты, главным образом, заводнением.

Однако знать теорию, методы расчета и технологические возможности разработки нефтяных месторождений при естественных режимах необходимо. Это нужно прежде всего для выявления эффективности разработки месторождений при заводнении или других методах воздействия на пласты по сравнению с разработкой при естественных режимах, которая принимается за исходный, “базовый” вариант.

Контрольные вопросы

1.    Напишите дифференциальное уравнение упругого режима в радиальном случае.

2.    Объясните механизм притока воды из законтурной области пласта к нефтяной залежи круговой формы в плане с постоянным дебитом и объясните методику расчета давления на контуре залежи.

3.    Объясните принцип расчета притока воды к нефтяной залежи из законтурной области пласта при переменном дебите с использованием интеграла Дюамеля.

4. Изложите основные закономерности разработки пласта при режиме растворенного газа.

5. Выпишите и объясните соотношения для расчета разработки нефтяного месторождения при режиме газовой шапки с использованием метода многокомпонентного материального баланса.

ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА

Химические реагенты делятся на стабилизаторы (понизители водоотдачи); понизители вязкости; вспомогательные; профилактические добавки.

3.1. РЕАГЕНТЫ-СТАБИЛИЗАТОРЫ

1. Углещелочной реагент (УЩР) — представляет собой щелочную вытяжку из бурого угля, т.е. гуматы натрия, которые создают вокруг глинистых частиц защитную оболочку. Наиболее эффективный УЩР получается при 13 %-ной концентрации сухого бурого угля и 2 % щелочи при работе на пресной воде. УЩР готовят на заводе и поставляют в сухом виде.

В условиях буровой или глиноцеха УЩР можно приготовить в глиномешалке следующим образом. В глиномешалку объемом 4 м3 наливают 2 м3 воды, затем загружают расчетное количество каустической соды. После того как каустическая сода растворится, при перемешивании загружают расчетное количество бурого угля. Перемешивание ведут в течение    2-х ч. Затем мешалку доливают водой до верха, пере

мешивают еще 20 мин и оставляют на отстой. В табл. 3.1 приведены данные о количестве угля и щелочи, необходимых для приготовления УЩР различной концентрации. УЩР применяют для стабилизации пресных и слабоминерализованных глинистых растворов.

2. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — представляет собой волокнистое вещество белого цвета. Хорошо растворима в горячей воде (70+80 °С) и плохо — в холодной.

Расход бурого угля и жидкой или твердой каустической соды для приготовления 1 м3 углещелочного реагента

Концентрация УЩР, %

Содержание влаги в угле,

%

Плотность жидкой каустической соды

Расход твердой каустической соды, кг

15

20

30

40

50

1,45

1,48

1,5

1,53

Расход бурого угля,

кг

Расход жидкой каустической соды, л

5 (1 : 0,2)

59

62

71

83

100

16

15

14

13

10

10 (1 : 0,2)

117

125

143

166

200

32

30

28

26

20

13 (1 : 0,2)

153

162

186

217

260

43

39

37

34

26

15 (1 : 0,2)

176

190

215

250

300

49

45

43

39

30

20 (1 : 0,2)

235

230

285

335

400

65

60

57

52

40

Получают КМЦ воздействием щелочной целлюлозы на мо-нохлорацетат натрия. Промышленность выпускает высокомолекулярную, высоковязкую КМЦ (степень полимеризации 500+600) и низковязкую (степень полимеризации 300). Высоковязкая КМЦ хорошо снижает водоотдачу глинистых растворов, насыщенных хлористым натрием. При этом готовят 8+10 %-ный раствор КМЦ: на 4 м3 водного раствора ее расход составляет 300+400 кг.

3. Серогель EN-55 является аналогом КМЦ. Применяется для снижения водоотдачи буровых растворов. При обработке пресных и соленасыщенных растворов эффективность действия серогеля в 2 — 4 раза ниже, чем при использовании КМЦ-600.

Для химической обработки готовят 10 — 8 — 5 %-ные водные растворы серогеля. Выпускался этот реагент в б. ГДР.

4.    Гидролизный полиакрилнитрил (ГИПАН) — продукт гидролиза полиакрилнитрила. Выпускается в виде 10+15 %-ного раствора плотностью 1100+1110 кг/м3. Это вязкая жидкость желтого цвета с аммиачным запахом. Имеет щелочную реакцию — рН 12+12,4. Количество ГИПАНа для химической обработки зависит от минерализации бурового раствора и забойной температуры. Для пресных и слабоминерализованных растворов при забойных температурах 100+120 °С достаточны добавки ГИПАНа 0,5+0,75 %, при температурах 180+200 °С — 2+3 %. ГИПАН сочетается с крахмалом, КМЦ, УЩР, модифицированными лигносульфонатами и др.

Готовят водный раствор ГИПАНа следующим образом: в глиномешалку объемом 4 м3 заливают 1100 л этого реагента, остальной объем доливают водой. После перемешивания в течение 10 мин реагент готов к использованию.

5. Метакриловый сополимер (МЕТАС) является сополимером метакриловой кислоты и метакриламида. Выпускается в виде порошка или гранул белого цвета. МЕТАС применяется для снижения водоотдачи пресных и соленасыщенных (по NaCl) растворов при обычных и высоких (до 200 °С) температурах. Он не выдерживает хлоркальциевой агрессии. При наличии в буровом растворе более 300 мг/л ионов кальция перед вводом МЕТАСа производят предварительную обработку кальцинированной содой или сульфатом натрия в пределах 1+2 %.

Используют МЕТАС в виде 5+8 %-ного водно-щелочного раствора при соотношении со щелочью 10:3,5 (из расчета на сухое вещество).

Готовят МЕТАС следующим образом. Глиномешалку вместимостью 4 м3 заполняют водой на 2/3 объема. В нее загружают 200+320 кг МЕТАСа (в расчете на сухое вещество) и перемешивают 30 мин. Затем вводят 70+112 кг твердой каустической соды или соответствующий объем ее раствора, доливают водой до полного объема глиномешалки и смесь перемешивают 1,5 часа до полного растворения МЕТАСа. В буровой раствор, имеющий рН = 8+9,5, рекомендуется вводить МЕТАС в виде 8 %-ного водно-щелочного раствора (соотношение МЕТАСа и щелочи 10:2,5 в расчете на сухие вещества).

Если рН бурового раствора находится в пределах 9,5+10,5, то его вводят без предварительного гидролиза каустической содой. Обработка порошковым МЕТАСом буровых растворов, имеющих плотность более 1800 кг/м3, в которых содержание водной фазы невелико, может вызвать загущение раствора. В этом случае целесообразно использовать водно-щелочные растворы реагента.

На первичную обработку пресных растворов расходуется

0,2+1 % МЕТАСа, соленасыщенных — 2+2,5 % (в расчете на сухое вещество к объему бурового раствора). При повторных обработках расходуется 0,1+0,2 %.

6.    Крахмал-полисахарид, формула (С6Н10О5); тонкий белый порошок без запаха и вкуса. Плохо растворим в холодной воде, частично растворим и частично набухает в нагретой до 60 °С воде.

Модифицированный крахмал (МК) представляет собой светлый порошок 8+12 %-ной влажности, медленно растворяющийся в холодной воде. Выпускается Александровским крахмальным заводом (Кабардино-Балкария). Модифицированный крахмал является защитным реагентом, стабилизирующим пресные и минерализованные растворы, в том числе хлоркальциевые. Обычные добавки его к пресному и маломинерализованному раствору составляют 1 + 1,5 %, к насыщенному солью — 1,5+3 %, но в каждом отдельном случае они уточняются в лаборатории.

Вводят порошок модифицированного крахмала в циркулирующий раствор через гидросмеситель небольшими дозами в течение нескольких циклов, так как наблюдается интенсивное первоначальное загущение. В процессе циркуляции раствор разжижается, поэтому осуществляется строгий контроль за его реологическими характеристиками и в случае резкого понижения статического напряжения сдвига предусматриваются добавки различных структурообразователей. Модифицированный крахмал может применяться в комплексе с другими защитными реагентами и понизителями вязкости. Наибольший эффект обработок проявляется при сочетании крахмала с КМЦ. При хлоркальциевой агрессии перед вводом крахмала рекомендуется обрабатывать растворы кальцинированной содой. В отличие от обычного крахмала применение модифицированного упрощает обработку, устраняет необходимость использования щелочи и уменьшает расход в 1,2+1,5 раза.

В случае отсутствия модифицированного крахмала используют технический крахмал, для перевода которого в растворимое состояние требуется предварительная клейстеризация с каустической содой.

Для приготовления 5+8 %-ного крахмального клейстера в глиномешалку вместимостью 4 м3 заливают (на 3/4 объема) воду и при перемешивании добавляют 200+300 кг обычного крахмала. Перемешивают до удаления комков, после чего вводят каустическую соду из расчета 1+2 % массы крахмала, т.е. 2+4 кг. Через 15+20 мин реагент готов к употреблению. При использовании морской воды или полном насыщении солью бурового раствора концентрацию каустика в крахмальном клейстере увеличивают до 2+4 % и крахмал вводят после растворения щелочи.

7. Оксиэтилированная целлюлоза (ОЭЦ) — защитный коллоид для буровых растворов в условиях полиминеральной солевой агрессии при температуре до 150 °С. Является аналогом КМЦ.

8.    Tylose VHR — понизитель водоотдачи; содержание Na КМЦ 60+70 % со степенью полимеризации 600. Выпускает фирма Hoechst (ФРГ).

3.2. РЕАГЕНТЫ - ПОНИЗИТЕЛИ ВЯЗКОСТИ

1. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) — пылевидный, сыпучий водорастворимый порошок коричневого цвета.

ФХЛС получается при взаимодействии лигносульфонатов (сульфитно-дрожжевой бражки — СДБ) с сернокислым железом и бихроматом натрия. Однопроцентный водный раствор ФХЛС имеет рН = 4+4,5.

ФХЛС является понизителем вязкости пресных и минерализованных растворов, растворов известковых, гипсовых, высококальциевых и др. По своему действию на глинистые минералы ФХЛС относится к ингибиторам гидратации. Затормаживая процесс набухания глинистых пород, ФХЛС способствует увеличению периода устойчивого состояния стенок скважины, предотвращает переход выбуренной породы в глинистый раствор и улучшает его очистку. Растворы, обработанные ФХЛС, не коагулируют при попадании в них умеренных масс гипса и солей и стабильно сохраняют свои свойства при температурах до 200 °С.

Готовят ФХЛС в глиномешалке в щелочной водной среде обычно в соотношении реагента со щелочью 1 : 0,2, т.е. одна часть ФХЛС к 0,2 частям каустической соды. В глиномешалку вместимостью 4 м3 заливают 2 м3 воды и загружают 40 кг твердой каустической соды. После ее растворения загружают 200 кг ФХЛС. После перемешивания полученный 5 %-ный раствор ФХЛС готов к употреблению.

2. Нитролигнин — представляет собой желто-коричневый порошок, растворимый в водном растворе щелочи. Получают нитролигнин из гидролизного лигнина окислением его азотной кислотой без последующего омыления. Используют в основном 5+10 %-ные водно-щелочные растворы при соотношении нитролигнин : щелочь = 1 : 0,1+0,5, в зависимости от значения рН бурового раствора.

Готовят нитролигнин в глиномешалке, для чего заполняют ее водой на 1/3 объема, загружают 60 кг твердой щелочи, после ее растворения загружают 200+400 кг нитролигнина и перемешивают смесь 1 + 1,5 ч. После этого глиномешалку доливают до 4 м3 водой, смесь перемешивают 15+20 мин, и реагент готов к употреблению. Обработку нитролигнином ведут путем добавления его в циркулирующий раствор.

3. Полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ) представляет собой темно-коричневое вещество, растворимое в слабощелочной среде. ПФЛХ получается при формальдегид-ной конденсации полифенолов растворимых смол термолита древесины с последующим сульфометилированием. Применяется в виде 5 %-ного водно-щелочного раствора. В глиномешалку вместимостью 4 м3 заливают воду, загружают 200 кг ПФЛХ и 50 кг каустической соды. Перемешивание ведут в течение 1 + 1,5 ч, доливают глиномешалку водой до верха, перемешивают еще 10+15 мин, после чего реагент готов к использованию.

4.    Окисленный хромзамещенный лигносульфонат (ОКЗИЛ) представляет собой продукт окисления сульфит-спиртовой барды хромпиком в кислой среде. Буровым предприятиям поставляется в жидком виде с плотностью 1120+1140 кг/м3, рН = 6, т.е. слабокислая среда. ОКЗИЛ готовят в глиномешалке 2,5; 5; 10 %-ной концентрации. Соотношение ОКЗИЛа со щелочью в растворе 1 : 0,1; 1 : 0,2; 1 : 0,3 в расчете на сухое вещество.

Так, в глиномешалку заливают 2 м3 воды и загружают 25 кг твердой каустической соды. После ее растворения заливают 1 м3 товарного 25 %-ного ОКЗИЛа и, перемешивая, доливают до 4 м3 водой.

5.    Serl-sol; serl-thin — реагенты — понизители вязкости (Финляндия) — являются аналогом ФХЛС. Индекс CR означает, что реагент содержит хром. Индекс PFCR — означает, что реагент содержит железо (феррум) и хром. Готовят эти реагенты в глиномешалке в виде водного раствора 5 %-ной концентрации в соотношении со щелочью: 20 % NaOH от массы сухого реагента.

3.3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ РЕАГЕНТЫ

1. Каустическая сода (NaOH) — белое твердое вещество плотностью 2130 кг/м3, растворимость в воде 52,2 % (при 25 °С). Сильное основание, на живую ткань действует разрушающе. Применяется для приготовления реагентов, а также для повышения рН до величины, обеспечивающей наибольший эффект разжижения. Избыток NaOH вызывает рост структурообразования.

2. Кальцинированная сода (карбонат натрия — Na2CO3). Свое название получила от латинского слова кальцинация (прокаливание). Представляет собой мелкокристаллический порошок, в зависимости от чистоты имеет цвет от белого до до светло-серого. Выпускается в безводном виде или содержит кристаллическую воду до 60 %, готовят ее в виде 15 %-ного водного раствора. Обычно вводят в раствор после раз-буривания цементных мостов с целью удаления в осадок в виде мела ионы кальция:

Ca(OH)2 + Na2CO3 = CaCO3 + 2NaOH.

Кальцинированную соду применяют еще и для эффективного распускания кальциевой глины. Такая глина после ввода в раствор карбоната натрия переходит в хорошо набухаемую натриевую.

3.    Хлористый натрий (NaCl) применяется для приготовления соленасыщенных глинистых растворов при разбурива-нии солевых отложений. Перед вводом соли глинистый раствор разбавляют водой. Коллоидная фаза в глинистом растворе должна быть в пределах 2+3 %. Соль вводят через гидросмеситель до насыщения. После стабилизации раствора КМЦ до водоотдачи 5+6 см3/30 мин вводят утяжелитель. Надо отметить, что баритовый утяжелитель может находиться во взвешенном состоянии в соленасыщенном глинистом растворе и без стабилизации, т.е. при высокой водоотдаче.

4.    Хромовые соли Na2Cr2O7 и K2Cr2O7, т.е. бихромат натрия и бихромат калия (хромпик), представляют собой желтооранжевый порошок, хорошо растворимый в воде, и применяются для придания растворам термостойкости выше 100 °С.

Используются они в виде 10 %-ных водных растворов и предохраняют глинистые растворы, обработанные УЩР, ПФЛХ, ГИПАНом от температурного застудневания и роста водоотдачи.

5.    Известь (CaO — окись кальция) — продукт обжига из

вестняка, мела и других карбонатных пород. При взаимодействии с водой получается гашеная известь Са(ОН)2. В бурении используется при известковании глинистых растворов совместно с NaOH и лигносульфонатами. При этом происходит ионный обмен Na ^ СаО++. Ориентировочные расходы реагентов: извести 0,3+0,9 % по весу от объема раствора, лигно-сульфонатного реагента —    0,5+2 % и каустической соды

0,2+0,5 %.

Способ обработки следующий. В циркулирующий глинистый раствор, стабилизированный УЩР, в начале желобной системы подается гашеная известь, затем каустическая сода и лигносульфонатный реагент. Кроме этого, известь применяют при приготовлении высококальциевых глинистых растворов. Здесь основным поставщиком ионов Са++ является хлористый кальций. Применение известковой обработки дало в

Плотность водных растворов солей и щелочей при 20 °С

Количество сухого вещества в 100 г

NaOH

KOH

CaCl2

Плот

ность,

кг/м3

Содер

жание,

г/л

Плот

ность,

кг/м3

Содер

жание,

г/л

Плот

ность,

кг/м3

Содер

жание,

г/л

1

1010

10,10

1007

10

1007

10

2

1021

20,41

1011

20

1014

20,2

4

1043

41,71

1033

41

1031

41

6

1065

63,89

1049

62

1048

62

8

1087

86,95

1065

84

1065

85

10

1109

110,9

1082

108

1083

108

20

1219

243,8

1176

235

1177

235

30

1328

398,4

1287

387

1281

384

40

1430

572,0

1411

564

1395

558

50

1525

762,7

1538

666

-

-

П р о д о лж е н и е т а б л . 3.2

Количество сухого вещества в 100 г

KCl

NaCl

Na2CO3

Плот

ность,

кг/м3

Содер

жание,

г/л

Плот

ность,

кг/м3

Содер

жание,

г/л

Плот

ность,

кг/м3

Содер

жание,

г/л

1

1004

10

1005

10

1008

10

2

1011

20,2

1012

20

1019

20

4

1023

40,9

1026

41

1039

41,5

6

1036

62 1

1041

62,5

1060

63,6

8

1050

84

1055

84

1081

86,5

10

1063

106

1070

107

1102

110

20

1132

226,4

1147

229

-

-

Т а б л и ц а 3.3

Содержание хлорида кальция в растворах и их плотность

Концентрация раствора, % (по массе)

Плотность при 20 °С, кг/м3

Содержание безводного CaCl2, кг

Температура замерзания раствора, °С

в 1 л раствора

в 1 кг раствора

1

1010

0,010

0,01

-1

2

1015

0,020

0,02

-1

3

1023

0,030

0,03

-1

4

1032

0,041

0,04

-2

5

1040

0,052

0,05

-2

6

1049

0,063

0,06

-3,1

7

1058

0,074

0,07

-3,1

8

1066

0,085

0,08

-4,2

9

1075

0,087

0,09

-4,2

10

1084

0,108

0,10

-5,7

15

1130

0,170

0,15

-10

20

1178

0,236

0,20

-17,6

25

1228

0,307

0,25

-39

30

1282

0,385

0,30

-50,2

35

1362

0,468

0,35

(-10)

П р и м е ч а н и е . В скобках указана температура выкристаллизовыва-

ния избытка соли.

свое время хорошии результат при проводке скважин, разрез которых был представлен хорошо растворимоИ натрие-воИ глиноИ, и где снижение вязкости глинистого раствора считалось большоИ проблемой.

Известно, что в результате реакции взаимодеИствия гаше-ноИ извести с кальцинированноИ содоИ полученныИ мел выпадает в осадок, а полученная щелочь остается в растворе. ЭтоИ реакциеИ можно воспользоваться при приготовлении реагентов - понизителеИ вязкости в условиях, когда нет глиномешалки и каустическую соду приходится готовить в мернике агрегата, что недопустимо с точки зрения техники безопасности. Кроме того, этот метод позволяет заменить дорогостоящую и дефицитную каустическую соду более дешевыми и доступными материалами, известью и кальцинированноИ содоИ. Расчетным путем находим соотношение: для получения 10 кг NaOH надо иметь 9,25 кг Ca(OH)2 и 13,25 кг Na2CO3.

В промысловоИ практике расчет необходимого количества вещества для получения заданноИ концентрации раствора осуществляют следующим образом. Допустим, необходимо приготовить 50 л 6 %-ного раствора кальцинированноИ соды Na2CO3, считая на безводную соль. Для этого:

определим массу 50 л раствора ( pNa2CO3 = 1,061 г/см3)

m = pV = 1,061-50 000 = 53 050 г = 53,05 кг; определим количество соды из соотношения

100 г раствора - 6 г соды 53 050 г - X г

6 - 53 050 X = - = 3183 г;

100

определим количество воды 53 050 - 3183 = 49 867 г.

Количество сухого реагента, необходимое для получения требуемоИ концентрации, можно установить по данным табл. 3.2 и 3.3.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин  »
Библиотека »