Аналитика



Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЛАВА С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ


§ 16. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В Российской Федерации свыше 90 % всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутрикон-турное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (“куст”). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют к у с т о в ы м и н а с о с н ы м и с т а н ц и ям и . К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев - 15-20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том

Рис. 68. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, q,c от перепада давления Дрс

же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход qBC воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при небольших его значениях зависимость близка к линейной (рис. 68), но при некотором перепаде давления Дрс^ расход qвс начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при пер е-паде давления Дрс = р с - рк = Дрс^ в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.


При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если qвз - полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, q, - количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а qK - дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1.    Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени t

t

Q,a = f q .*(t )dt.    (IV. 1)

0

2.    Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени

t

Qt = fq | (t)dt.    (IV.2)

0

3.    Накопленное количество добытой из пласта воды

t

Q, = f q ,(t)dt.    (IV.3)

о

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи п и обводненности v продукции от QB3/Vn:

1 - текущая нефтеотдача п; 2 - текущая обводненность v

Текущую нефтеотдачу п = QH/G при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости п от QB/Vn или п от QB3/Vn (где Vn - поровый объем пласта; G -геологические запасы нефти). Типичная зависимость п = = ^Qb/V^, получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1-5 • 10-3 МПа • с), с применением заводнения показана на рис. 69.

Рис. 69. Зависимость текущей нефтеотдачи п от Q в/ V п. Нефтеотдача: п о — безводная; пк — конечная


Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

N = ^G.    (IV.4)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Qвз/Vп в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность продукции, добываемой из пласта или месторождения,

v = qB/(qB + Ян) = q,/Яж; q ж = q, + Ян-    (iv.5)

Как уже было указано в гл. I, коэффициент текущей нефтеотдачи п равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой п1 на коэффициент п2 охвата пласта процессом вытеснения.

К о э ф ф и ц и е н т о м в ы т е с н е н и я нефти водой п1 пр и разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно к о э ф ф и -

ц и е н т о м о х в а та пласта воздействием п2 называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 71). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х = 0) и добывающей галереей (х = I), не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте


G = G1 + G2 + G3 + G4.    (IV.6)

Охваченные заводнением запасы G^, равны следующей сумме запасов:

Gox, = G1 + G3 + G4.    (IV.7)

По определению n = Qb/G = ШнХв )( GoXв/G)= п,П2-    (IV.8)

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи принимается равным произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 71, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пропласток

2 на расстояние I2, в пропласток 3 - на расстояние I3, а в пропласток 4 - на расстояние I4, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить G02, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 - G03 и G04. Суммарные первоначальные запасы в заводненной области пласта

^ав = G02 + G03 + G04.    (IV9)

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

о

о



охв

= П11П12П2»

(IV.10)

где Пи - коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта: п12 - коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда ко эффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения ц1 на коэффициент охвата П2, зависимость их от QB2i/Vn показана на рис. 72, откуда видно, что п1 возрастает с увеличением QB2i/Vn, а п2 остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Если же п определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (IV. 10), то их зависимости от Qвз/Vп при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 73. Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области п11 (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным, и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного “отмыва” нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения п12 (см. рис. 73, кривая 2) в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.

Коэффициент охвата п2 (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициенты п1 и Пи в общем случае, т.е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, зависят от физико-геологических свойств и строения пласта, а также механизма извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения, часто определяемый на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, зависит от микроструктуры и физико-геологических свойств пласта-коллектора нефти. Рассматривая эти коэффициенты более детально, можно сказать, что коэффициент вытеснения п1 в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т.е. при вытеснении нефти из пластов несмешива-ющейся с нефтью жидкостью - водой, зависит от следующих основных факторов:

1)    минералогического состава и литологической микроструктуры пород - коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, - глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т.д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3)    структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах - коллекторах с различной микроструктурой;

5)    скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении П2 зависит главным образом от следующих факторов:

1)    физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т.е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т.д.;

2) параметров системы разработки месторождения, т.е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин;

3)    использования наклонно направленных (горизонтальных) скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения гидравлического разрыва пласта для создания скважинно-трещиноватых систем разработки;

4)    давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов;

5) применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации);

6)    применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно еще раз отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случаях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и затем применительно к конкретной системе разработки - расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

Как показывают исследования вытеснения нефти водой из образцов горных пород-коллекторов, после подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т.е. происходит так называемый водный период разработки. В одних случаях после начала этого периода из образца добывается незначительное количество нефти (рис. 74, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный период (кривая 2).

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытесняю-

Рис. 74. Зависимости текущей нефтеотдачи п от от 0ВЗП

щей жидкостей и др. Исследования фазовых и относительных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через нее при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т.е. при так называемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, заключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т.е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграждается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникновению неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из образцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 74). Если в пористой среде содержится сравнительно небольшое число тупиковых зон в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает двигаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 74).


Возьмем два образца пористой среды. В первом образце процессу вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а во втором образце - кривая 2 (см. рис. 74). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды Q*3. Из первого образца при Q вз > Q,3 почти не извлекается нефть, а из второго

образца добывается значительное количество нефти (см. рис. 74). Можно отметить, что для второго образца существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми - наклонной, соответствующей условию 0 < QBa < Q3, и параллельной

оси абсцисс, справедливой при QBa > Q3 (см. рис. 74, пунктирные линии). Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред -модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для описания процессов вытеснения нефти водой из пористых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 74), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации нефти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристиках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения п и объем закачанной в пористую среду воды QB3, равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности пористой среды водой, описанные в гл. II.

§ 17. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

При современных расчетах разработки нефтяных месторождений главным образом используют модель совместной фильтрации нефти и воды. Однако определенное познавательное, а в некоторых случаях и практическое значение имеет модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для простоты понимания сначала будем рассматривать процесс вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщиной h; и длиной I, пористостью т; и проницаемостью к| (рис. 75).

Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно р1, а давление воды на выходе из него р2. Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления Др = р1 - р2 постоянный. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтена-

Рис. 75. Модель прямолинейного пропластка при поршневом вытеснении нефти водой

сыщенность в заводненной области слоя остается постоянной, равной sTOCT. Фронт вытеснения занимает в момент времени t положение xBi = xBi(t), (см. рис. 75). Ширина слоя, измеряемая в направлении, перпендикулярном к плоскости чертежа (см. рис. 75), равная ширине всего пласта, составляет Ь. При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды будет изменяться со временем.


Предположим, что в заводненной зоне, т.е. при 0 < x < xBi, связанная вода с начальной насыщенностью sGB полностью смешивается с закачиваемой водой, так что условно (см. рис. 75) заводненная область насыщена остаточной нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды QB;ji, вошедший в область пропластка при 0 < x < xBi, можно определить по формуле

Qesi = mbh,(1 -

Sn Кост SeB

)x,i.    (IV.11)

Дифференцируя это выражение по времени t, получим следующую формулу для расхода воды, поступающей в i-й пропласток:

qB3i = mbhi(l - sH ост - sCB)

du

dt


(IV.12)


С другой стороны, можно, согласно обобщенному закону Дарси, т.е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно составляют кфВ = квк, кфн = кнк (кв и кн - относительные проницаемости), получить для расхода воды следующее выражение:

k\Kbhi (Pl - Рв! )

(IV.13)

qB3i = -


Иxв\ (t)

где |iB - вязкость воды.

При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой принимают, что нефть и вода - несжимаемые жидкости. Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому для дебита нефти, получаемой из того же i-го пропластка, аналогично формуле (IV. 13) можно написать выражение

qH| _ k|kHbh|в\ - р2),    (IV.14)

Ив(| - XB| )

где Ин - вязкость нефти.

Из выражений (IV. 13) и (IV. 14), исключая из них давление pBi на фронте вытеснения, получаем

_    _    klbhlДр

Ии I _( Ин -    'j х,\(t)

кн    * кн    к,. в!

Др _ pi - р2.    (IV. 15)

Приравнивая (IV. 12) и (IV. 15), получаем следующее дифференциальное уравнение относительно xBi(t):

ИH | - ^ ИH- ИВ' х кн    кн - к,- в!


dxBi _ -к\Др- .    (IV. 16)

dt    m(l - SH ост - SCB)

Интегрируя (IV. 16) и учитывая, что xBi = 0 при t = 0, приходим к следующему квадратному уравнению относительно xBi(t):

Ин |х . - + .Ин -Ив' Х2!  _^Др__(IV 17)

Ki    +    кн кв -    2    m(1 - SH ост - SCB)

Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные формулы для определения xBi в пропластке с проницаемостью к в любой момент времени

И jfl - лД-фМ

x,i(t)

кн(И нн - И в/кв)

ф _ 2Др(Ин н - Ив в)    (IV 18)

2 2 И 212

m(1 - S    - S ) н

1^1    ^н ост    св'

кн2

Для того чтобы получить формулу для определения времени t, обводнения i-го пропластка с проницаемостью к., положим в первой формуле (IV. 18) xBi = I.

Тогда

t, _ m(1 - Sн ост - SCB )(и н / кн + И в / кв )|    (IV 19)

2Дрк,

Из формулы (IV. 19) следует, что пропласток с очень большой проницаемостью обводнится в самом начале процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки этого пласта в один “штабель”, причем таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно, начиная с наименьшей и кончая самой высокой.

Пусть, например, в нижней части этого “штабеля” расположен пропласток с самой большой проницаемостью, а вверху - с наименьшей проницаемостью. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину h пропластков, проницаемость самого проницаемого из которых не ниже, чем некоторое значение, равно к, можно установить в соответствии с формулой закона распределения проницаемости следующим образом:

h/h = FU),

(IV.20)


где h - общая толщина всех пропластков в “штабеле”.

Формулу (IV. 20) можно представить в дифференциальном виде, т.е. через плотность распределения, следующим образом:

— _ FXlcd _ f OOdfc

(IV.21)


h

Здесь Кк) - плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта в целом можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые слои толщиной Дh и проницаемостью к поступает вода с расходом Д9. Тогда из формул (IV. 15) и (IV. 18)

Дq _    ькнДркД|1

(IV.22)


С учетом (IV. 21) из (IV. 22), заменяя конечные приращения соответствующих величин их дифференциалами и опуская индекс i, найдем

(IV.23)

dq _ ЬкиДрЬк(к^к

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается - из них поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории разработки нефтяных месторождений моделях пластов условно принимают, что в слоисто-неоднородных пластах могут быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким образом, к моменту времени t = t,, когда обводнятся все слои с проницаемостью к > к,, можно добывать нефть лишь из слоев с проницаемостью к < к,. В соответствии со сказанным для дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе (IV. 23) получим следующее выражение:

qн(t) _ ^рг(IV.24)

^ н п -\1 - фkt

Дебит воды qB(t) можно определить также с учетом указанных соображений по формуле

q,(t) _    J¦ kf (k)dk    (IV.25)

^в К=

С помощью приведенных формул можно, задаваясь последовательно значениями времени t = t,, по (IV. 19), определять к,. Затем, предполагая, что плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости известна, можно определить, проинтегрировав (IV. 24) и (IV.25), qE, qB и q = = qж = qn + q,.

Приведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было указано, для случаев, когда в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта перепад давления не изменяется. Когда же задано условие постоянства расхода q^ закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько иные соотношения для определения дебитов нефти и воды, а также перепада давления, который в данном случае будет изменяться с течением времени. Если qM = const, справедливы формулы (IV. 15) и (IV. 16), при этом следует учитывать, что перепад давления Др - функция времени, т.е. Др = Др(t).

Введем функцию ф:

^ _ Л/ДрО^; Л = 2(ин/кн - и,/к,)к2 .    (IV.26)

п    т(1 - Эн ост - SCB)n н12

Из формулы (IV. 15), если ее записать относительно дифференциалов расхода q и толщины пласта h, с учетом (IV. 26) получим

dq,3 _ ЬкнАр(^Ы|1.    (IV.27)

1-фк

Как и в случае постоянного перепада давления, при постоянном расходе закачиваемой в слоистый пласт воды к некоторому моменту времени t = t, часть слоев окажется полностью обводненной и из них будет добываться только вода, из другой же части будут добывать безводную нефть. Поэтому полный расход закачиваемой во всю толщу слоистого пласта воды qB3 можно определить в результате интегрирования выражения (IV. 27) и прибавления к правой его части интеграла, учитывающего приток воды из обводнившихся слоев. Имеем

_ WO) r.kf(k)dk + ЬквЛрО) “    (k)dk.    (IV.28)

И н1    И в1 к

Обучающемуся предлагается следующая процедура последовательного определения Др(0. Вначале задаются значением проницаемости к,, по формуле (IV. 19) определяют время обводнения слоя t = t,, после чего для данного t, вычисляют ф. Затем определяют интегралы, входящие в формулу (IV.28), и Др (t) при заданном qM. Вычислительные операции повторяют при других меньших значениях к, для получения зависимости

Др (t).

Дебит нефти находят по формуле q„(t)    _    fdk,    (IV.29)

И н!    п -^1 - фк

а дебит воды - по формуле

q^t) _ ЬквДр (t) j kf (k)dk    (IV.30)

И в1    к,

В радиальном случае при поршневом вытеснении нефти водой из отдельного слоя вместо уравнения (IV. 12) будем иметь

qвзi _ ^2лhr .    (IV.31)

И в    dr

Пусть в некоторый момент времени фронт вытеснения нефти водой в i-м слое дошел до радиуса г = rBi, где пластовое давление равно p,i. Тогда, интегрируя (IV.31) от радиуса скважины до радиуса rBi, получаем

qвзi ln^ ^2лh(рс - pвi).    (IV.32)

rc    и в    с

В области rBiг < R, т.е.    впереди    фронта    вытеснения, движется нефть с тем же расходом    qBi    =    qEi,    так что    аналогично

(IV.32) имеем

q^ ln- _ ^nh^ - рк).    (IV.33)

гн    И н    Bi К

Из (IV.32) и (IV.33)

2л^Др с h

qвi _ q

i^ln-^ + ^ln —

кв    гс    кн    Гн

Аналогично (IV. 12) для i-го пропластка

q,i = m(1 - sH ост - sCB)2nrBi

dr,i

at


(IV.35)


Приравнивая правые части (IV.34) и (IV.35) и опуская индекс i, получаем

+Ьв. in Ьв. + in —. гв    _-кДрс-.

(IV.36)


+ к rc К, гв. dt1 - ^н ост - ^св)

Обозначим р = гвс и проинтегрируем (IV.36) при Дрс = const. Тогда

2^1 1^ 1 P2*lnP- j) + ^


+ Инln 2 - 1)

кн    rc


(IV.37)

2кДрс1


Теперь можно найти время t = t,, соответствующее началу обводнения пропластка с абсолютной проницаемостью к = к,. Полагая р = рК = R/rG, получаем

1 - ^н ост - ^свс ~|(ив в - ин/Кн)[^Рк(1пРк - 1/2) +

2Дрск,

(IV.38)


—3»


(IV.39)


dq


+1/2] + ИцпрК)р2 - 1-J

2Дрск,    '

Из формулы (IV.34) _    2лАpсkdh

н bi ln Ik + ^k ln


кв    гс    кн r


Интегрируя (IV.39), как и для прямолинейного случая, при Дpс = const имеем

к

kf (k)dk

q (t) _ 2^Др Г

н    с

И r и

П -Чп-^ + -Mn к r к r

в с    нв

И в ln — k

Гс

Для вычисления интеграла (IV.40) в подынтегральное выражение следует подставить r, из формулы (IV.37). Поэтому в общем случае q^t) необходимо определять, по-видимому, численным путем с использованием компьютера. Однако, как и в прямолинейном случае, при Ивв = Инн вычисления упрощаются. Выражение (IV.40) превращается в следующую формулу:

^(t) _ 2пкнh Ij-kf(k)dk.

(IV.42)


ИнlnП Гс

Необходимо задаваться величиной к,, определять момент обводнения слоя с проницаемостью к = к, по формуле (IV.38) и в соответствии с известным вероятностно-статистическим законом распределения абсолютной проницаемости q^t) и qE(t).

П р и м е р IV. 1. Нефтяной пласт в элементе однорядной системы разработки длиной l = 500 м, шириной b = 500 м и толщиной h = 10 м разрабатывается с применением заводнения. Пористость пласта m = 0,25, вязкость нефти в пластовых условиях ин = 2 • 10-3 Па • с, вязкость воды ив = 103 Па • с. Пласт неоднороден по толщине и может быть представлен моделью слоисто-неоднородного пласта с гамма-распределением абсолютной проницаемости. Плотность распределения соответствует а = 2. Поэтому

проницаемости) т(к) = 2 к = 0,4 мам .

Содержание связанной воды в пласте s^ = 0,05, при поршневом вытеснении нефти водой из каждого отдельного слоя остаточная нефтенасыщенность в слое s^oct = 0,4. Пласт разрабатывается при постоянном перепаде давления в элементе однорядной системы Ар = 0,2 МПа. Относительная проницаемость для нефти в незаводненных областях кн = 1, а относительная проницаемость для воды в заводненных зонах кв = 0,5.

Определим изменение во времени дебита нефти q„(t) и воды q„(t), получаемое из рассматриваемого элемента однорядной системы разработки.

Прежде чем приступить к решению данного примера, отметим, что по условию Ин/кн = Ив/кв- В этом случае, согласно формулам (IV.24) и (IV.25), имеем

По формуле (IV. 19)

^(1 Sj ост S св)(и нн +И вв)'

W м3/сУт40 г



30

20

10



О 200 400 600 800 t, сут Pi|(t)_ bk„hAp k^e'

И„' J


Подставляя в приведенные формулы для q^t) и q^t) данную в условии примера плотность гамма-распределения абсолютной проницаемости, получаем


Рис. 76. График изменения во времени дебитов нефти (1) и воды (2), получаемых их элемента однорядной системы разработки


_    [2k(1 - e'^) - k?z ke-^ - 2Ke ^/k].

И н'

Соответственно для дебита воды


(2k + К2/к + ,).


Порядок расчета следующий:    сначала задаемся проницаемостью к, об-

воднившегося пропластка, затем определяем по приведенной формуле время t, обводнения этого пропластка, после чего вычисляем дебиты нефти и воды для данного времени. Расчеты повторяем аналогичным образом для других значений к, и t.

На рис. 76 показан график изменения во времени дебитов нефти и воды, из которого следует, что для принятого вида распределения абсолютной проницаемости обводнение пласта в элементе системы разработки нарастает очень быстро, и уже через 400 сут qн = 15,7 м3/сут, а дебит воды qв = = 19 м3/сут.

§ 18. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ОДНОРОДНОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Все известные методики расчета процесса раз

работки нефтяных месторождений с учетом непоршневого характера вытеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтрации неоднородных жидкостей. Такой вид фильтрации нефтяники условно называют “двухфазной фильтрацией”. Рассмотрим теорию двухфазной фильтрации вначале на примере вытеснения нефти водой из прямолинейного однородного пласта. Этот пример соответствует случаю вытеснения нефти водой из элемента однорядной схемы расположения скважин,

Рис. 77. Схема элемента пласта при непоршневом вытеснении нефти водой

происходящему в сечениях элемента, находящихся на значительном удалении от самих скважин, где характер движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей близок к прямолинейному.


Рассматривая двухфазную фильтрацию (непоршневое вытеснение нефти водой) в прямолинейном пласте, выделим э лемент длиной Ах, высотой h и шириной b в направлении, перпендикулярном к плоскости (рис. 77). В общем случае слева в э лемент пласта поступают, а справа вытекают нефть и вода. При этом

расход воды слева равен bhvB, а справа - bh(vB + А х).

dx

Количество накопленной воды в элементе пласта составляет

bhm д1Ах (v - скорость фильтрации воды; s - водонасыщен-dt

ность пласта; t - время). Согласно закону сохранения вещества разность между скоростями входящей в элемент пласта воды и выходящей из него равна скорости накопления воды в элементе пласта. Выражая сказанное в математической форме, получаем

_bh+v,    Ах. + bhv = bhm — Ах.

dx

dt


После сокращения соответствующих членов при устремлении Ах ^ 0 имеем

+ m - = 0.    (IV.43)

dx    dt

Поскольку в пористой среде содержатся только нефть и вода, то насыщенность пористой среды нефтью sK =1 - s. Рассматривая аналогично предыдущему скорости проникновения нефти в элемент пласта и выхода из него, получаем

^ _ mд1 = 0.    (IV.44)

dx    dt

Складывая уравнения (IV.43) и (IV.44), имеем — (vH + vB) = 0; vH + vB = v(t).    (IV.45)

dx

Таким образом, суммарная скорость фильтрации нефти и воды не изменяется по координате х, что и следовало ожидать, так как нефть и воду принимают за несжимаемые жидкости. Следовательно, режим пласта жесткий водонапорный. Скорости фильтрации воды и нефти подчиняются обобщенному закону Дарси, так что

v = _ kkB(s) Эр ; v = _ kkH(s) Эр    (IV 46)

И в дх    И н дх

где кв и кн, Ив и Ин - относительные проницаемости, зависящие от водонасыщенности s и вязкости воды и нефти.

Рассмотрим функцию f(s), называемую функцией Бакли -Леверетта. При этом

f (s) = _^ =-^-,    (IV.47)

V + Vh k.(s) + -^ kH(s)

Ин

или

f (s) = vB/v(t).    (IV.48)

Из (IV.48), дифференцируя v, по х, получаем

^ = v(t)f '(s) —.    (IV.49)

dx    дх

После подстановки (IV.49) в (IV.43) получим одно дифференциальное уравнение первого порядка для определения s, т.е.

v(t)f '(s) — + m — = 0.    (IV.50)

дх    д1

По мере вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пласта и водонасыщенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увеличивается. Процесс вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта можно представить и иным образом, следя за изменением по пласту некоторой водонасыщенности. Если, например, в какой-то момент времени в некотором сечении пласта водонасыщенность составляла s = s1, то спустя определенное время эта водонасыщенность будет и в конце пласта, так как нефть постепенно извлекается из него и ее место занимает вода. Для указанного s = const можно принять

ds = —ах + — dt = 0,

дх    д1

или

дS_dx + й = 0.    (IV.51)

дх д1 д1

Сравним (IV. 50) и (IV. 51). Они будут идентичными, если положить

Эх = f '(s)y(t).    (IV.52)

dt m

Умножим и разделим (IV.52) на bh и проинтегрируем. Полу-

ним

bhmx = f'(s)QB3(t); QM(t) = Jbhy(t)dt    (IV.53)

0

Обозначим

I = bhmx/QB3(t),    (IV.54)

тогда

I = f'(s).    (IV.55)

Задавая s в формуле (IV.55), можно определить расстояние от входа в пласт для данного значения водонасыщенности. Однако в период безводной эксплуатации закачиваемая вода еще не достигает конца пласта. Чтобы установить положение фронта вытеснения нефти водой и водонасыщенность на фронте вытеснения, рассмотрим материальный баланс закачанной в пласт воды. Если к моменту времени t в пласт закачан объем воды, равный QBi!(t), расстояние от x = 0 до фронта вытеснения составит xB, насыщенность пласта связанной водой s = sGB, то

хв

QB3(t) = bhm J s(x)dx - bhi^^^.    (IV.56)

0

Используем следующие обозначения:

хQ,3 I* хQB3 I * bhm ’ Б bhm Б

dx — dI.    (IV.57)

bhm

Тогда, подставляя (IV.57) в (IV.56), получаем

ч

/ s(I)dI-sCBI, — 1.    (IV.58)

0

Поскольку I = f'(s), то dI = f"(s)ds.

Следовательно, из (IV.58)

s

s

*

В выражении (IV.59) принято, что при x = 0 и I = 0, т.е. на входе в пласт, мгновенно устанавливается водонасыщенность s*, при которой кн = 0 (см. рис. 40), а на фронте вытеснения значение ее в течение всего процесса составит sB.

Выполним интегрирование в левой части (IV.59) по частям. Имеем

= sBf'(sB) -    s*f'(s*)    - f(s,)    +    f(s*).    (IV.60)

В соответствии со сказанным водонасыщенность s* устанавливается в сечении I = 0. Следовательно, f'(s*) = 0, поэтому и второй член в формуле (IV.60) равен нулю. Далее, поскольку kE(s*) = 0, то, согласно формуле (IV.47), f(s*) = 1. Таким образом, из (IV.59) и (IV.60) получим

sBf'(sB) - f(s,) = sCBf'(sB),

откуда

f'(sB) =    .    (IV.61)

s — s

°B °CB

На рис. 78 приведен график, построенный с учетом кривых относительных проницаемостей, данных на рис. 40, при ^в/^н = 0,5.

По кривой f(s) можно найти значение s, графическим путем. В самом деле, согласно рис. 78,

f'(sB) = tga = f(s°) .

s s

°B °CB

Проведя касательную к кривой f(s) из точки s = sra, по точке катания (см. рис. 78) определяем f(sB) и sB.

Для того, чтобы найти распределение водонасыщенности по длине пласта, необходимо построить кривую f'(s) (рис. 79). Это можно сделать методом графического дифференцирования кривой f(s) или, представив кривые относительных проницаемостей аналитически, выполнить дифференцирование аналитическим путем, сделав соответствующее построение.

Определим длительность безводного периода добычи нефти, т.е. момент времени t = t*, когда фронт вытеснения достигнет конца пласта и, следовательно, x,, будет равен I. Будем считать, что к этому моменту времени в пласт закачано Q^ = Q*(t*) воды. Из (IV.57) имеем

bhml    f '(sB).    (IV.62)

Q* (t*)

Из (IV.62) определим Q*(t*) и, следовательно, t*. Величина bhml равна объему Уп пор пласта. Так как режим жесткий водонапорный, объем закачанной в пласт воды к моменту времени t = t* равен объему добытой из пласта нефти QH* к этому же

моменту времени, т.е. Q*(t*) = QH*. Безводная нефтеотдача п0 =

= П01П2, где п01 - коэффициент вытеснения нефти водой, достигнутый в безводный период. Поэтому

n — Qh*^2____(IV    63)

0    4(1 — О    f'(sB )(1 — sc)'    '

Заметим, что распределение водонасыщенности в пласте изменяется по мере продвижения в глубь пласта фронта вытеснения нефти водой таким образом, что значения sв на фронте вытеснения xв и s* на входе в пласт остаются неизменными. Таким образом, кривая распределения водонасыщенности как бы “растягивается”, оставаясь подобной себе. Такое р аспр еделение некоторого параметра, будь то водонасыщенность или какой-либо другой параметр, называется автомодельным. Соответствующие решения задач также именуются автомодельными.

Полученные формулы позволяют рассчитать р аспр еделение водонасыщенности к моменту подхода воды к линии добывающих скважин, т.е. в безводный период разработки пласта.

Однако добыча нефти из пласта продолжается и после прорыва фронта вытеснения к концу пласта при x = l.

Рис. 80. Схема вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта в водный период разработки.    Распределение

водонасыщенности:


1 - истинное; 2 - фиктивное

Для определения текущей нефтеотдачи и обводненности продукции при t > t*, т.е. в водный период разработки пласта, поступим следующим образом. Будем считать, что продвижение фронта вытеснения происходит и в водный период разработки пласта, но этот фронт распространяется вправо за пределы пласта (рис. 80). Водонасыщенность на таком фиктивном фронте вытеснения и в этом случае остается постоянной, равной sB, а водонасыщенность при x = l уже составит s . Пусть в некоторый момент времени t > t* фиктивный фронт находится на расстоянии x^ от входа в пласт (см. рис. 80). В соответствии с формулами (IV.54) и (IV.55) при t > t* можно написать

bhml/QB3(t) = f '(s).    (IV.64)

Из (IV.62) и (IV.64) получим f '(s)/f' (s,) — Q*(t*)/QB3(t).    (IV.65)

По формуле (IV.65) находим s для различных значений времени t. Так, зная Q*(t*), f(sB) и Q^t), определим вначале f (s), а затем по графику функции f (s) - значение s.

Дебиты нефти и воды в водный период разработки пласта составят

9 ЬИккн(Б)    ; q bhkk,(s)    (IV66)

H    Ин *дх - х_/ В    Ив +дх. х_/

Отсюда для определения текущей обводненности продукции v получим формулу

V — —qB— —-кв(-)-.    (IV.67)

+    kB(s) + -Цв kH(s)

Ц н

Текущую нефтеотдачу в водный период разработки пласта можно определить в принципе следующим образом:

1) установлением объема накопленной добычи нефти по формуле

t

QHf qH(t)dt;

0

2) отнесением этого объема накопленной добычи нефти к первоначальному объему нефти в пласте, равному bhm(1 - sCB).

Однако объем добытой из пласта нефти можно определять по изменению в нем водонасыщенности, учитывая опять-таки то, что режим пласта жесткий водонапорный. Так, на основе равенства объема вошедшей в пласт воды объему вытесненной из него нефти имеем

Е

_Q

II

QH

f - '

(

)

d

X

-

cs

II

q

г+

t / bhmx^ bhmx

f sd| t I s C, t

0

0 * qt - qt

bhml

fsf"(s)ds -s f '(s)

КО    _

f sd^ -s,f '(s)


qt


J    CB

f '(s)

bbh(m)[sf '(s) - s.f '(s.) - f (s) + f (s.) - sj '(s)]

(IV.68)


Формула (V.68) должна быть справедлива для всех моментов времени, когда t > t.. При t ^ », вообще говоря, водонасыщенность должна стать равной s. во всем пласте. Однако при любом другом значении времени водонасыщенность s = s. только на входе в пласт, т.е. при ^ = 0. Тогда, как следует из формулы (IV.55), f (s.) = 0. Следовательно, из (IV.68) получим

1 - f (s)


Qh — V


f' (s )


(IV.69)


Из (IV.69) вытекает, что текущая нефтеотдача пласта в период водной его эксплуатации

“    i - f(s)2

П2

f ' (s)


—.    (IV.70)

Qh^2

п

Vn(1 - sc,)


1 - sc

Таким образом, мы определили основные технологические показатели разработки элемента пласта - текущую нефтеотдачу и обводненность добываемой продукции.

Рассмотрим непоршневое вытеснение нефти водой в радиальном направлении, например при разработке элемента семи-

О

точечной системы с использованием заводнения. Схема элементарного объема пласта для такого случая показана на рис. 81. Уравнение неразрывности фильтрующейся воды в таком объеме получим с учетом баланса втекающей и вытекающей воды за время dt в виде

- 2nrdrd0mds = 0.

(IV.71)

Раскрывая скобки в выражении (IV.71), сокращая в нем соответствующие члены и заменяя обозначения обыкновенных производных на частные, имеем

iv, + v, + m * — о,

dr r dt

или

r    dr    dt

(IV.72)

Вполне аналогичным образом, но с учетом того, что насыщенность пористой среды нефтью Бн = 1 - s, установим соответствующее уравнение неразрывности для фильтрующейся в пласте нефти в следующем виде:

r

dr    dt

(IV.73)

Складывая уравнения (IV.72) и (IV.73), получаем

(IV.74)

Вводя, как и в случае прямолинейного вытеснения нефти водой, функцию f(s), определяемую формулой (IV.47), и подставляя ее в (IV.72) с учетом (IV.74), будем иметь одно дифференциальное уравнение для определения водонасыщенности s в виде

m — + q(t)f '(s) — — 0.    (IV.75)

dt    2nrh dr

Так же, как и в прямолинейном случае, рассматриваем перемещение со временем в пласте линий s = const. В этом случае

ds — ^^dr + -^^dt — 0.    (IV.76)

dr    dt

Из (IV.75) и (IV.76) dr q(t)f '(s) dt    2nrhm

Отсюда

f '(s) — 5 —    ;    (IV.77)

QB3

t

Qb3 — / q(t)dt.

0

Рассмотрим баланс закачанной в пласт и извлеченной из него воды. Устремляя для простоты радиус скважины к нулю (гс ^ 0), имеем

r,

J2nhmsrdr - nmsCBhr2 — QB3.    (IV.78)

0 B

Учитывая из (IV.77), что

f"(s)ds — 2nmhrdr/QB3; f'(sB) — nmhr2/QB3

В

и подставляя эти выражения в (IV.78), приходим к интегральному соотношению

s,

/ sf "(s)ds — 1+ sc,f '(s,),

s *

в точности совпадающему с соответствующим соотношением (IV.59) для случая вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта. Поэтому можно утверждать, что и при вытеснении нефти водой из радиального пласта справедливы соотношение (IV.60) и все последующие рассуждения, включая формулу (IV.61), пригодную для нахождения водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, а также описанный графический метод определения s^

Время t, безводной разработки пласта радиусом rK определим из (IV.77). Если полагать, что Овз = qt, имеем

Аналогично по формулам (IV.66) и (IV.67) находим текущую обводненность v продукции, добываемой из пласта при t > t„. Соответственно текущую нефтеотдачу п вычислим по формуле (IV.70). Таким образом определяем все важнейшие технологические показатели процесса вытеснения нефти водой.

П р и м е р IV.2. Из элемента однорядной системы разработки осуществляется вытеснение нефти водой. Будем условно принимать процесс движения нефти и воды во всем элементе пласта одномерным, прямолинейным.

Длина пласта l = 600 м, его ширина b = 600 м, общая эффективная толщина h0 = 20 м. Коэффициент охвата пласта заводнением по толщине п2 = 0,75, так что охваченная заводнением толщина пласта h = 15 м. Проницаемость пласта k = 0,5 мкм2, пористость m = 0,2. Вязкость нефти в пластовых условиях ин = = 4 • 10-3 Па • с, вязкость воды и, = 10-3 Па • с. Через границу пласта при x = 0 закачивается вода с расходом q = 200 м3/сут и столько же жидкости добывается с конца элемента при x = l в течение всего рассматриваемого периода разработки.

Относительные проницаемости заданы следующим образом:

при s1 < s < s,.

1/2



При этом эсв = 0,1; s. = 0,8. Значение s1 определяем из условия равенства относительных проницаемостей для нефти и воды при s = s4.

Требуется рассчитать на основе изложенной теории изменение во времени текущей нефтеотдачи и зависимость обводненности продукции v от текущей нефтеотдачи п.

Приступая к решению задачи, определяем прежде всего s^ Имеем

2

1/2


si — s^ = (s. — s^^^^3, s1 = 0,7032.


Таким образом, при s^ < s < 0,7032 функция Бакли - Леверетта

(s - sCB)2

(s - sCB)2 + 0, 25(s, - s)2 При 0,7032 < s < 0,8

+^,

0,8


*s, - sc, -

f (s) =


+ s - s CB . * s* - s CB -

+ 0, 25


0,8


Функция f(s), построенная по приведенным формулам, представлена на графике (рис. 82). Определим по формуле (IV.61) водонасыщенность на фронте вытеснения, для чего проведем касательную к кривой f(s) из точки s = s^. Из рис. 82 получаем, что sB = 0,413; f(s ) = 0,723. Теперь необходимо построить кривую f'(s). Так как формулы для f(s) в рассматриваемом примере сравнительно простые, функцию f'(s) можно получить путем обычного, а не графического дифференцирования функции f(s).

При sOTs < 0,7032

(s - sCB)2[2(s - sCB) - 0, 5(s, - s)]

2(s - sCB)


f '(s) = ¦


(s - sCB)2    +    0,    25(s,    - s)2    [(s - sCB)2 +    0,    25(s,    -    s)2]2

Из последней формулы видно, что при s = s^ значение f'(sсв) = 0. При 0,7032 < s s, = 0,8 имеем

0, 5(s - s CB)


f '(s) = 0,956

0, 956(s - sCB)1/2 + 0, 51(s, - s)2 (s - scb)1/2[0, 478(s - scb)-1/2 -1,02(s, - s)2]

[0,956(s - sCB)1/2 + 0, 51(s, - s)2]2

Рис. 82. Зависимость f(s) от s


Рис. 83. Зависимость f(s) от s

О 0,2 0,4 0,6 1] Рис. 84. Зависимость v от п

Рис. 85. Зависимость текущей нефтеотдачи от времени


0,5

= 0, 956.

| 0, 956(s - sCB) + 0, 51(s - sCB)1/2(s, - s)2

0,478 - 1, 02(s - sCB)1/2(s, - s)

[0, 956(s - sCB)1/2 + 0, 51(s, - s)2]2 1 При s = s, = 0,8

0, 5    0, 478

f '(s,) = 0,956

= 0.


0,956(s - Scb)    0,9562(s - sCB)

Таким образом, удовлетворяется условие на входе в пласт, т.е. при x = 0, где s = s,. На рис. 83 показана зависимость f(s) от s. При s, = sOT = 0,413 f'(sB)    = 2,31. Теперь легко определить время безводной разработки элемента

пласта.

По формуле (IV.62) имеем

0,2 • 600 • 15 • 600 200 • 2,31


bhml

qf '(sb)


= 2388 сут = 6,41 года.


t, =¦


Накопленное количество добытой нефти за период безводной разработки пласта

Он, = qt, = 200 • 2338 = 0,468 • 106 м4.

Безводная нефтеотдача

0,75

: 0,361.

П 0


2, 32(1 - 0,1)

Чтобы определить текущую обводненность продукции v и текущую нефтеотдачу п в водный период разработки, используем формулу (IV.65), которая применительно к рассматриваемому случаю принимает следующий вид:

f f(s)/f '(sB) = t,/t или f '(s) = 2338 • 2,31/t = 5401/t.

Чтобы установить время t, которому соответствует данное значение s, легче задать это значение и с помощью графика (см. рис. 83) установить соответствующую ему производную f ( s). Текущая обводненность v составит f (s)._Текущую нефтеотдачу п определяем по формуле (IV.70) для каждого значения ( s). Таким образом, можно построить зависимость текущей обводненности от текущей нефтеотдачи. График этой зависимости для рассматриваемого примера показан на рис. 84. На рис. 85 приведена зависимость текущей нефтеотдачи от времени. Так, текущая нефтеотдача через 30 лет после начала разработки элемента составит 0,48. Обводненность продукции, получаемой из элемента, достигнет за этот период порядка 0,965.

§ 19. РАЗРАБОТКА ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не только карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые.

В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохопроницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая проницаемость часто оказывается намного выше определенной по кернам.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т.е. матрицей, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород.

Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,20-0,30. Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов.

Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта сила обусловлена градиентами давления в системе трещин, воздействующими и на блоки породы.

Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т.е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверхностью.

Исследования показывают, что если взять блок породы трещиновато-пористого пласта с длиной грани I,, первоначально насыщенный нефтью, и поместить его в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами и в трещинах находится вода), то скорость ф(0 капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, согласно гидродинамической теории вытеснения нефти водой с учетом капиллярных сил, будет зависеть от времени t следующим образом:

фШ ~ Wt.

Из энергетических соображений можно считать, что скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой, которая, в свою очередь, пропорциональна площади поверхности раздела. В этом случае можно считать, что

Ф(0 ~ е-|И,

где в - некоторый коэффициент.

Если изучать реальные процессы извлечения нефти из трещиновато-пористых пластов под действием капиллярной пропитки, то, по-видимому, наиболее правильным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. В этом случае для скорости капиллярной пропитки можно использовать формулу, предложенную Э.В. Скворцовым и Э.А. Авакян,

ф(0 ~ аеУ д/pt,    (IV.80)

где а - экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент p можно выразить следующим образом:

p =    ;    A    =    A(kH, k,, Ин/И,, m, k1/2/l,),    (IV.81)

1 И H

где кн, kB - относительные проницаемости для нефти и воды; к - абсолютная проницаемость; о - поверхностное натяжение на границе нефть - вода; 0 - угол смачивания пород пласта водой; Ин - вязкость нефти; А - экспериментальная функция.

Найдем выражение для коэффициента а, исходя из того условия, что за бесконечное время количество впитавшейся в кубический блок с длиной грани I, воды равно объему извлеченной из него нефти. Имеем в соответствии со сказанным

J>(t)dt = т^п*,    (IV.82)

0

где sn0 - начальная нефтенасыщенность блока породы; п, -конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке. Если скорость капиллярной пропитки можно определить по формуле (IV.80), то

J>(t)dt =j\ae-tdt = If    ^    (IV.83)

0    0    Vpt    p 0    p

Из (IV.82) и (IV.83) получим т1,^н0п. = ал/п /Р; a = т^п-Р/л/Л.    (IV.84)

Перейдем к процессу вытеснения нефти водой из трещиновато-пористого пласта, состоящего из множества блоков породы. Будем полагать, как и выше, что эти блоки можно представить кубами с длиной грани I. (рис. 86). Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта x = 0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем более удаленные. Весь расход воды q, закачиваемой в пря-

Рис. 86. Схема заводняемого трещиновато-пористого прямолинейного пласта:

1 - блоки породы, охваченные капиллярной пропиткой; 2 - блоки породы, не охваченные капиллярной пропиткой

молинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0 < x < xф (xф - фронт капиллярной пропитки). Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью

Уф = dXф/dt.    (IV.85)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени X, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Пусть в течение времени AX “вступило” в пропитку некоторое число блоков породы. Расход воды Aq, входящей в эти блоки, составит

Aq = ЬИФ (t -Х>/ф(Х)АХ /I*3.    (IV.86)

Скорость впитывания воды ф(0 определена для одного блока. Чтобы выразить ее как скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато-пористого пласта, необходимо разделить Ф (t) на I*3, что и сделано в формуле (IV.86). Следует еще р аз отметить, что скорость пропитки в формуле (IV.86) исчисляется с момента X, в который к блоку с координатой Хф(Х) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Aq в формуле (IV.86) и устремляя AX к нулю, приходим к следующему выражению:

q = ™ ^(t -Х)/ф(ХЖ.    (IV.87)

I* 0

Обычно бывает задан расход q, и необходимо найти скорость продвижения фронта пропитки Уф(Х). Тогда (IV.87) представляет собой интегральное уравнение для определения Уф(0.

Если учитывать, что скорость пропитки определяют по формуле (IV.80), то с учетом (IV.87) получим

q = bhp4ms„o}e в(' Х)/ф(Х)"Х.    (IV.88)

0 V™P(t - X)

Решение интегрального уравнения (IV. 88) получаем с использованием    преобразования Лапласа,    которое имеет

следующий вид:

e-|3t


(IV.89)


+ er


д/npt


/ф(0 = "Хф


dt    bhn, msHo


Можно считать, что позади фронта Хф, т.е. ближе к входу в пласт, капиллярная пропитка практически заканчивается. Таким образом, в пласте будет двигаться зона капиллярной пропитки.

Выражение (IV.80) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато-пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (IV.80) и (IV.81), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения ocos0, причем размерность [ocos0] = Па • м. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в блоки воды, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad Кр равна Па/м. Капиллярные и гидродинамические силы будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо ocos К0 величину ocos0/l,. Тогда

в =    + gradp].    (IV.90)

|*Ин * I

В формуле (IV.90), таким образом, учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

Выше изложены лишь основные физические закономерности вытеснения нефти водой из трещиновато-пористых пластов.

Полный расчет процессов разработки пластов этого типа требует использования специальных исследований и методов расчета, до настоящего времени еще недостаточно развитых.

П р и м е р IV.3. Пусть о = 35 • 10-3 Па • м, I, = 0,1 м, gradp = 10 Па/м, |1н    =

= 2    • 10-3 Па • с, k = 10-2 мкм2, длина пласта I = 700 м, ширина пласта    Ь =    700

м, толщина пласта h = 20 м, пористость блоков m = 0,15, их начальная нефте-насыщенность sk0 = 0,7, конечная нефтеотдача при пропитке п, = 0,3, параметр A = 0,4 • 105.

Требуется определить время t, безводной разработки пласта.

По формуле (IV.90) имеем

р =    СИ •I05 • I0-14 ) 35 • IQ-3- 0,6 + ю] = о, 2 • 10-5(2,1 + 10) = 2, 42 • 10^ 1/с

10-1 • 2 • 10-3 * 10-2

Видим, что в рассматриваемом примере все же главную роль в вытеснении нефти водой из блоков пород играют градиенты давления жидкости в системе трещин, хотя определенный вклад вносят и капиллярные силы.

Переведем р в 1/сут. Имеем р = 2,42 • 10-5 1/с = 2,091 1/сут.

Поскольку процесс разработки трещиновато-пористого пласта обычно происходит в течение длительного времени, можно в рассматриваемом случае полагать, что

qt

§ 20. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

При изучении процесса вытеснения нефти водой сначала считали, что характер этого процесса поршневой. Так появилась модель поршневого вытеснения нефти из пласта. Однако стало ясно, что эта модель, если ее рассматривать в сочетании с моделью однородного пласта, слишком упрощенно отражает реальную картину разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения. В предположении, что пласт однороден, при использовании такой модели приходим к выводу, что разработка месторождения может осуществляться полностью без добычи воды. Этот вывод в корне противоречит фактическим данным, согласно которым на всех месторождениях, разрабатываемых с заводнением, существует длительный период водной эксплуатации. Чтобы учесть добычу обводненной продукции, нефтяная наука пошла двумя путями.

П е р в ы й п у т ь заключался в том, что пласт представили сложенным из пропластков различной проницаемости. Уже сочетание модели процесса поршневого вытеснения нефти водой с моделью слоисто-неоднородного пласта, особенно с учетом вероятностно-статистического распределения пропластков по абсолютной проницаемости, позволяло учесть добычу обводненной продукции.

В т о р о й п у т ь заключался в том, что была создана модель непоршневого вытеснения нефти водой или модель двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскими исследователями Бакли и Левереттом, послужила основой многих методик расчетов разработки нефтяных пластов с учетом совместной фильтрации нефти и воды.

Учет непоршневого характера вытеснения нефти водой привел к необходимости использования относительных проницаемостей, которые, естественно, неодинаковы для различных пластов.

Модель процесса непоршневого вытеснения нефти водой даже в сочетании с моделью однородного пласта позволяет рассчитывать данные разработки пласта в период добычи обводненной продукции. Тем не менее необходимо было как-то учитывать и реальную неоднородность пластов. Одной из первых методик, по которой принимали во внимание непоршневой характер вытеснения нефти водой из модели слоисто-неоднородного пласта, стала методика, предложенная Ю.П. Борисовым и развитая им впоследствии с участием ряда авторов. Эта методика получила название “методика ВНИИ-1”.

По этой методике пласт состоит из набора отдельных слоев - пропластков (трубок тока). Распределение абсолютной проницаемости устанавливают на основе определенного вероятностно-статистического закона. Чаще всего в качестве такого закона используют логарифмически нормальный закон. Приближенно принимают, что расход воды, поступающей в каждый отдельный слой, пропорционален абсолютной проницаемости этого слоя. Для расчета фильтрационного сопротивления в зоне совместного движения нефти и воды используют эмпирические зависимости, полученные на основе аппроксимации относительных проницаемостей.

Как уже упоминалось, определять добычу обводненной продукции можно также на основе сочетания модели поршневого вытеснения нефти водой с моделью слоисто-неоднородного пласта.

Дальнейший шаг в применении вероятностно-статистических законов при расчетах разработки месторождений осуществили

Э.Д. Мухарский и В.Д. Лысенко. Они предложили в этом распределении заменять один из параметров - так называемый коэффициент вариации, причем таким образом, чтобы учитывать путем изменения этого параметра не только непоршневой характер вытеснения нефти водой, но и другие факторы, такие, как начальное положение водонефтяного контакта, неустойчивость фронта вытеснения нефти водой и даже различие вязкостей нефти и воды. За исходное распределение абсолютной проницаемости указанными авторами принималось гамма-распределение.

Целый ряд методик, основанных на моделях поршневого или непоршневого вытеснения в сочетании с моделью слоисто-неоднородного пласта, был предложен и использовался другими авторами (методики Гипровостокнефти, СибНИИНП, БашНИПИ нефти и др.).

Однако описанные методики были разработаны только применительно к одномерным пластам - прямолинейному и радиальному, или для случаев, когда реальному пласту со сложной геометрией ставится в соответствие одномерный пласт, т.е. используется квазиодномерная модель. Расчет разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в двумерных случаях требовал использования более сложных уравнений процесса вытеснения нефти водой. Оказалось затруднительным также непосредственное использование вероятностно-статистического распределения проницаемости. Можно, конечно, переходить от вероятностно-статистического распределения к соответствующему набору конечного числа прослоев, распространяющихся по всей площади месторождения. Однако расчет процесса разработки нефтяных месторождений с применением заводнения по такой методике был слишком громоздким.

Сказанное выше относится больше к истории развития методик расчета разработки месторождений.

В связи с использованием компьютеров применяют методики, основанные на двумерной или трехмерной совместной фильтрации нефти и воды с учетом модифицированных относительных проницаемостей.

Приобрели широкое использование методики, основанные непосредственно на применении теории многофазной многокомпонентной фильтрации и адресных моделей пластов. Рассмотрим в общих чертах, в связи со сказанным, методику решения двумерных задач разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Допустим, что некоторое месторождение по одному из вариантов решено разрабатывать с использованием пятиточечной системы разработки. На рис. 87 показана схема

Рис. 87. Схема элемента пятиточечной системы разработки:

1 - 1/4 нагнетательной скважины; 2 - конечно-разностная ячейка площадью АI АО; 3 - 1/4 добывающей скважины


элемента этой системы разработки. Заданы свойства пород пласта, его толщина и линейные размеры, свойства нефти и воды, давления в скважинах или расход закачиваемой в пласт воды. Требуется определить технологические показатели раз

работки, такие, например, как текущую нефтеотдачу, обводненность продукции и, если известен перепад давления между скважинами, то дебиты нефти и воды, а если заданы дебиты, то, наоборот, - перепад давления между нагнетательной и добывающей скважинами.

При решении этой задачи используют уравнения двумерной фильтрации нефти и воды. Для их вывода рассмотрим баланс нефти и воды в элементарном объеме пласта (см. рис. 87). Учитывая количество воды, проникающей в элемент пласта и выходящей из него по осям x и у, а также объем накопленной воды в элементе dxdyh, получаем

+ m * = 0,


(IV.91)


дХ


ду


at


где vBX, vBy - скорости фильтрации воды соответственно по осям

x и у.

Из рассмотрения баланса нефти, входящей в элемент пласта и выходящей из него, с учетом того, что насыщенность пористой среды нефтью sK = 1 - s, получаем уравнение

3Vh


dv


(IV.92)


ну


m — = 0. at


нх +

дХ    ду


Согласно закону совместной фильтрации нефти и воды, имеем


kk,(s) а^. ц    ах ’


kkB(s) а^. ц B ау ’


(IV.94)


v


нх


kk^s) эр ; v _    kkн(s) эр

,    ;    Vнy _    ,

цн ЭХ    Цн ду


Подставляя (IV.94) в (IV.91) и (IV.92), получаем следующую систему из двух уравнений для определения р и s:


(IV.95)

(IV.96)

Далее приведенную выше систему дифференциальных уравнений в частных    производных заменяем    конечно

разностными    уравнениями.

Соответственно


элемент


пятиточечной системы разработки (см. рис. 87) разбиваем на некоторое число ячеек с длиной грани по оси х, равной Ах, и длиной грани по оси у, равной Ау. При этом 1/4 нагнетательной и 1/4 добывающей скважин заменяем соответствующими ячейками (см. рис. 87, штриховку). В рассматриваемом случае вся область течения разделена на 64 ячейки. Чем больше число ячеек, тем в принципе точнее будет вычислено поле давлений и насыщенностей. Однако измельчение ячеек приводит к увеличению времени счета. Поэтому необходимо инженерно оценить требующуюся точность вычислений.

Помимо описанного выше, основного в настоящее время метода решения задач вытеснения нефти водой из пластов известны и другие. Довольно часто применяют, например, метод жестких трубок тока. Если взять тот же элемент пятиточечной системы, то можно определить аналитическим путем или с помощью компьютера или электроинтегратора расположение линий тока в нем, основываясь на фильтрации однородной жидкости - нефти или воды. Затем можно приближенно считать, что линии тока в этом элементе останутся неизменными и при фильтрации неоднородных жидкостей - нефти и воды. Можно далее использовать теорию вытеснения нефти водой из трубки тока переменного сечения и определять в каждый момент времени давление и водонасыщенность в ней. Затем устанавливают дебиты нефти и воды, притекающих к добывающей скважине по каждой трубке тока. Количество поступающих воды и нефти к скважине по каждой трубке тока суммируют. На рис. 88 показано расположение трубок тока в элементе пятиточечной системы разработки. Для ускоренного, но более грубого расчета

Рис. 88. Схема трубок тока в элементе пятиточечной системы разработки:

1    -    1/4 нагнетательной скважины,


2    - трубки тока; 3 - 1/4 добывающей скважины

используют прием, заключающийся в замене трубок тока переменного сечения трубками тока соответствующей длины, но постоянного сечения (методика В.И. Колганова,

М.Л. Сургучева и Б.Ф. Сазонова). Тогда для расчета вытеснения нефти водой из каждой отдельной трубки тока можно использовать методику вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта.

Для краткосрочного оценочного прогнозирования разработки длительное время эксплуатируемого месторождения, когда известны значительные фактические данные об отборе нефти и воды, можно, основываясь на результатах предыдущей рзаработки месторождения, осуществлять расчет будущих показателей разработки с использованием упрощенных методик. Эти методики можно называть эмпирическими, поскольку они дают прогноз разработки по фактическим данным.

В практике проектирования разработки нефтяных месторождений известны различные эмпирические методики, а также методики, основывающиеся на осредненных данных, получившие название “методики расчета показателей разработки по характеристикам вытеснения”. При расчетах по этим методикам либо используют соотношения теории совместной фильтрации нефти и воды и затем, изменяя некоторые фильтрационные характеристики, добиваются совпадения теоретических и фактических кривых типа обводненность - накопленный объем закачиваемой воды, обводненность - накопленная добыча нефти или текущая нефтеотдача - накопленный объем закачиваемой воды, либо применяют непосредственно указанные фактические кривые для прогнозирования показателей разработки путем их экстраполяции.

Ниже рассмотрим эмпирическую методику прогнозирования показателей разработки, основу которой составляет теоретическая зависимость текущей обводненности продукции от текущей нефтеотдачи, согласованная с соответствующей фактической зависимостью.

Итак, пусть для некоторого длительного разрабатываемого месторождения, все или практически все добывающие скважины которого обводнены, наметилась зависимость текущей обводненности добываемой из всего месторождения продукции v от текущей нефтеотдачи п. Эта зависимость имеет вид, показанный на рис. 84. В рассматриваемый момент времени t = t1 нефтеотдача достигла величины п = П1. Допустим, что необходимо рассчитать, как будет изменяться добыча нефти qE(t) из месторождения в целом при различных уровнях отбора из него жидкости q^t) при условии соответствующей компенсации отборов закачкой воды. Если речь идет о том, что показатели разработки требуется рассчитать на сравнительно небольшой период времени, меньший периода предыдущей разработки, то фактическую зависимость v = v(n) можно экстраполировать.

Выведем общие соотношения этой эмпирической методики. Для простоты будем считать, что дебиты нефти и воды, а также запасы G0 даны в объемных единицах в пластовых условиях. Добычу нефти из месторождения в целом можно выразить через добычу жидкости и обводненность продукции следующим образом:

qn = qж - q, = qж - vqж = qж(l - v).    (iv.97)

Кроме того, t

Он _ /q^Odt;.    (IV.98)

0

П = Qn/Go,    (IV.99)

где G0 - геологические запасы нефти месторождения. Отсюда dn/dt = qH(t)Go.    (IV. 100)

/ 7-dh = G- / дж(^.    (IV. 102)

О1 - f (n) Go о

Считая, что зависимость текущей обводненности продукции от текущей нефтеотдачи v = f(n) не изменится за период проектирования, можно, задаваясь различными значениями текущего отбора жидкости, определить по уравнению (IV. 102) текущую нефтеотдачу, соответствующую данному моменту вре-

мени, по кривой v = f(n)    -    обводненность продукции, после

чего по формуле (IV.99) - текущую добычу нефти.

Отметим еще раз, что изложенная выше методика приемлема для прогнозирования показателей разработки на сравнительно небольшой период времени, на который можно с определенной уверенностью экстраполировать и саму кривую v = f(n). Можно ли рассчитывать по упрощенным методикам показатели разработки месторождений на более длительный период, когда трудно экстраполировать наметившуюся по месторождению зависимость v = f(n)? Можно, но для этого приходится использовать дополнительные характеристики пласта, одной из которых могут быть зависимости модифицированных проницаемостей для нефти и воды от осредненной по месторождению водонасыщенности s. Следует еще раз отметить, что в данном параграфе речь идет о применении для расчета показателей разработки месторождения упрощенной, эмпирической методики. В принципе же можно использовать и гидродинамические расчетные методы. Но для этого необходимы сбор обширнейшего материала о неоднородности пласта, показателях эксплуатации отдельных скважин, а также громоздкая идентификация расчетных и фактических данных о разработке месторождения.

Покажем в соответствии со сказанным, как можно использовать модифицированные относительные проницаемости для упрощенного прогнозирования показателей разработки месторождений.

Если принять, что модифицированная водонасыщенность s равна средней водонасыщенности в рассматриваемом пласте месторождения, то текущая обводненность по месторождению

v _ f (s) _-^-.    (IV.    103)

kB(s) +    кн(?)

и н

Теперь необходимо установить связь текущей нефтеотдачи по месторождению в целом и средней водонасыщенности s. Первоначальные запасы нефти месторождения обозначим через GM- Тогда

G*, = VnjIm(1 - s^p*^,    (IV. 104)

где Vпл - объем пласта; рн0 - плотность дегазированной нефти; Ьн0 - объемный коэффициент.

Оставшиеся в пласте запасы нефти к моменту времени, когда средняя водонасыщенность по месторождению стала равной s ,

П = (Gh0 - Gh oct)/Gh0 = ( S - sj/О - SCB).    (IV.106)

Таким образом, используя модифицированные относительные проницаемости, можно рассчитать на основе формул (IV. 103) и (IV. 106) зависимость v = f(n). Затем, изменяя величины параметров, входящих в вероятностно-статистическое р аспределение абсолютной проницаемости, или изменяя само распределение либо варьируя величинами sH ост и sCB, можно в принципе совместить теоретическую кривую v = f(n) с фактическими, построенными по данным при предыдущей разработке месторождения. Далее, по достижении удовлетворительного совпадения теоретической кривой v = f(n) с фактическими, можно экстраполировать кривую v = f(n) в область больших значений текущей обводненности продукции и нефтеотдачи. После этого можно рассчитывать добычу нефти по формулам (IV.99) - (IV. 102).

П р и м е р IV.4. Некоторое вновь открытое нефтяное месторождение с геологическими запасами G =    180 млн.Кт нефти вводится в разработку.

Плотность нефти в пластовых условиях рн пл = 0,8 т/м3, так что объем нефти в пластовых условиях V 0 = 180 • 106/0,8 = 100 • 106 м3. Физико-геологические свойства пород-коллекторов и нефти рассматриваемого месторождения близки к соответствующим свойствам одного из известных и давно разрабатываемых месторождений, для которых определена зависимость текущей обводненности добываемой продукции v от текущей нефтеотдачи п (рис. 89).

Требуется осуществить в кратчайший срок оценку возможной добычи нефти и воды из месторождения в предстоящие 15 лет. Темп ввода скважин в эксплуатацию на данном месторождении предполагается сохранить таким же, как и на месторождении-аналоге (месторождении, для которого известна зависимость v = v(n)).

Ввиду краткости времени, отпущенного для оценки добывных возможностей месторождения и недостаточности подробных данных о его неоднородности, нецелесообразно осуществлять расчет разработки месторождения с использованием сложной компьютерной программы, а разумно использовать изложенную выше приближенную методику (формулы (IV.97) - (IV. 102)).

Зависимость обводненности добываемой продукции от нефтеотдачи (см.

рис. 89) можно аппроксимировать следующим образом

v


v = 34,08(п - 0,1)2 при 0 < п < 0,25;


v = 1,232(п - 0,1)1/4 при 0,25 < п < Пк.

Расчет показывает, что для данной выше зависимости п к =    0,5    п    р    и

конечной обводненности продукции vK = = 0,98.

Вычислим интеграл (IV. 102)

Рис. 89. Зависимость текущей обводненности v от текущей нефтеотдачи п:

1 - фактические данные по месторож-дению-анологу; 2 - расчетная зависимость

Рис. 90. Зависимость дж,

Ож, QH от времени t:

1 - q ж; 2 - Q,; 3 - Qh


I = Г-^-.

*0 1 - у(п)

Это можно сделать, подставляя в подынтегральное выражение приведенные формулы или вычисляя интеграл численным путем с использованием исходной зависимости v = v^) для различных значений п •

Необходимо задаться изменением годового отбора жидкости qж во времени t. Эта зависимость представлена на рис. 90. Путем интегрирования строится зависимость накопленной жидкости Q^t) от времени t (см. рис. 90). Поскольку п = QH(t)/G0, то для каждого значения п можно определить QH(t). Поскольку согласно (IV. 102) 1(п) = Qж(t)/G0, то для каждого значения п и t будут известны Q ж(0 и QH(t) (см. рис. 90). Видно, что через 15 лет Q н » 26 х х 106 м3.

§ 21. РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТОВ СКВАЖИН

При определении забойного давления в скважинах с целью выбора способов подъема жидкости из глубины на дневную поверхность, оценки фазового состояния нефти и воды, а также для вычисления градиентов пластового давления с целью определения скоростей перемещения фильтрующихся веществ, границ разделов между нефтью и водой необходимо знать поле пластового давления.

При решении задач фильтрации неоднородных жидкостей, в частности нефти и воды, наряду с вычислением поля водонасыщенности определяют и поле пластового давления. В случае вытеснения нефти водой из прямолинейного или радиального пласта при использовании модели поршневого вытеснения поле давления вычисляется просто по формулам, приведенным в § 17.

В случае непоршневого вытеснения нефти водой даже из прямолинейного пласта распределение давления в нем

Рис. 91. Схема непоршневого вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта:

1 - нефть; 2 - вода


устанавливать несколько сложнее. Поэтому рассмотрим последний случай более подробно для случая одномерной прямолинейной фильтрации.

Согласно рис. 91 и приведенным в § 18 формулам, имеем следующее выражение для суммарной скорости фильтр ации нефти и воды в пласте:

V = v, + vH = -k(

(IV.107)


* Ив И н - дх

Отсюда, учитывая выражение для функции f(s), получаем bhk (,, , ив k \ др

q = (v, + VH)bh = — + k, +-Ив- kH I

И в *    И н -


I    k

дХ


И в * И

bhk k^s) др

, ч    (IV.    108)

И в f(s) дХ

При этом для простоты будем полагать в данном параграфе, что объем закачанной в пласт воды VB3 = qt. Поскольку

x__qL t- dx-V

dx = ^~ d|, bhm

bhm


после их подстановки в (IV. 108) имеем _ bhk kg(s) др д§    b2h2mk kB(s) др

(IV.109)


q =-----=----.

Ив f (s) д§ д I    qtив f (s) д§

Учитывая, что    = f"(s)ds и заменяя частные производные

обыкновенными, из (IV. 109) получаем

b h mk kв(s) др Ивqt f (s)f "(s) дs

q=-


или

Согласно рис. 91, в области пласта при хвхI движется чистая нефть. Будем считать, что фазовая проницаемость для нефти в этой области равна абсолютной. Тогда для полного перепада давления Др в прямолинейном пласте получим следующее выражение:

Др = зи н(|    М +


bhk


f(s)f"(s); kв(s)    -


/^(s)ds;


q И вt

b 2h2 mk


^(s) =


f '(sв)qt bhm

(IV.111)


Х


q

Водонасыщенность на фронте вытеснения s, определяем по методике, приведенной в § 18. Интеграл от функции водонасыщенности ^(s) можно вычислить численным путем. При этом входящую функцию ^(s) и вторую производную функции f(s) можно найти путем численного дифференцирования.

В радиальном случае на основе соответствующих формул § 18 имеем

2nkhr k„(s) др


И в f (s) дг

Дифференцируя формулу (IV.77), имеем

2nhmrdr

qt


f "(s)ds = -

Подставляя (IV. 113) в (IV.112) и производную на обыкновенную, получаем

4п 2mr 2 h2k kв(s)др

q t

qt^ в

или

ЗИв f(s)f "(s) 4nkh f '(s)kв(s)

f' '(s)f(s)дs

ds = ^р.

(IV. 112)

(IV.113) заменяя частную

(IV.114)

Для полного перепада давления Дрс между скважиной и контуром питания получим следующее выражение:

Дрс = Wjl г f (s)f',(s) ds +    ln .    (IV. 115)

4nkh-' f '(s)k(s)    2nkh гв

Величины sв и гв определяем по соответствующим формулам § 1 8.

Рис. 92. Схема части полосы трехрядной системы разработки:

1, 3 - соответственно первый и второй ряды добывающих скважин; 2 - ряд нагнетательных скважин


При решении плоских задач вытеснения нефти водой численными методами поле пластового давления вычисляют одновременно с полем водонасыщенности и нефтенасыщенности.

На практике бывает важно определить перепады забойного давления между нагнетательными и добывающими скважинами не во все периоды, а в определенные моменты разработки, например в начальный ее период, когда в пласте движется одна практически необводненная нефть, или в некоторые моменты после начала обводнения добываемой из пласта продукции.

Для оценки эти перепады давления можно определить приближенно, используя метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, сущность которого изложена в гл. II.

Рассчитаем распределение пластового давления при трехрядной схеме расположения скважин по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений. Для простоты возьмем однородный пласт и допустим, что происходит поршневое вытеснение из него нефти водой.

Рассмотрим к примеру тот случай, когда п роцесс заводнения только начался и нефть вытеснена лишь из области гс < r < < г, < а/п вокруг нагнетательной скважины радиусом гс (рис. 91). Будем считать, что в часть полосы разработки, содержащей три ряда добывающих скважин, заключенных между рядами нагнетательных, закачивается вода с расходом q. Длина рассматриваемой части полосы равна L. Таким образом, если взять правый ряд нагнетательных скважин (см. рис. 92), то влево от него, т.е. в рассматриваемую полосу, будет поступать вода с расходом, равным q/2. Остальная часть воды будет уходить в соседнюю полосу, которая должна находиться справа. Так как режим разработки пласта считается водонапорным, объемный расход воды равен объемному дебиту нефти в пластовых условиях. Дебит первого ряда добывающих скважин рассматриваемой части полосы равен q1, а дебит второго (центрального) ряда скважин q2. Поскольку в центральный ряд скважин поступает нефть также слева, то имеем следующее соотношение баланса жидкости в пласте:

Согласно методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений с учетом того, что гв < о/л, имеем в соответствии с рис. 92 и § 11


i о ЧЦн1п


q|iв ln —

Рн - p, — 2    ;    Рв - pH

2nHnkkBh


q^ н1    ;


; рн- Pci


2nнлkkнh


2kkIJhL


q1u н ln--.

н nr    q Ц l

, р —_; р' р'2 н 12 ;

Hcl ~    , , . > Hcl Нc2    >

2^^^    2kk hL


н


ч2ц н ln-

/    ПГс

ic2 - Pc2 — -  •

2^2^^ h

Здесь Пн,    и Пс


(IV.117)

число скважин соответственно


нагнетательном, первом и втором рядах. Остальные обозначения указаны (см. рис. 92) или соответствуют принятым ранее. Если сложить первые четыре из соотношений (IV. 117), то получим следующую формулу:


) Цв ln —    |!н1п-°-

_rc +_nc I Ц н1

ryrtk,    kjL


о

41ц н1п


(IV.118)


Рн - Pcl


2kh


2nclnkkJh


Сложим последние три соотношения формул (IV. 117). В результате получим


о

ц н1п

Ц н112 +    nrc


qlH н ln

nrc

2nc1лkkнh


Р — ч~

Р c2 ттт

2kh


(IV. 119)


kнL


Как известно, при расчетах процессов разработки нефтяных месторождений заданы: 1) дебиты скважин, необходимо найти перепады давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин; 2) перепады давлений, необходимо найти дебиты рядов скважин.

В первом случае следует использовать формулы (IV. 118) и (IV. 119), во втором необходимо решать систему из следующих трех линейных алгебраических уравнений:

Aq + Bq1    = рн -    pC1;    Cq2    -    Bq1    =    pC1 -    p^;    q = 2q1 +    q2;


C Ц Hll2 +

2nc2nkkH h


2kkHhL

Решая эту систему уравнений, получаем

q — (2A + В)(Рcl - Рс2> + В(Рн - Рcl) .

42    (A + C)B + 2AC    ’

q — Cq2 - (Рс1 - Рс2) ql--?

(IV.121)


Аналогичным образом решают соответствующие задачи в случае пятирядной и других схем расположения скважин.

П р и м е р IV.5. При разработке некоторого нефтяного месторождения применена трехрядная схема расположения скважин (см. рис. 92). Расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами одинаковые, т.е. 2он = = 2ос = 2о = 500 м. Расстояние между рядом нагнетательных и первым рядом добывающих скважин, а также между рядами добывающих скважин одинаковое, равное I = 112 = 600 м. Радиус нагнетательных скважин гнс = 0,1 м, а приведенный радиус добывающих вследствие ухудшения проницаемости и х призабойных зон гс = 0,01 м. Толщина пласта h = 10 м. Вязкость нефти в пластовых условиях цн = 3 • 10-3 Па • с, а вязкость воды цв = 10-3 Па • с. Происходит поршневое вытеснение нефти водой, причем в промытой водой области пласта фазовая проницаемость для воды кфн = 0,4 мкм2, а фазовая проницаемость для нефти в нефтенасыщенных областях кфн = 0,5 мкм2. В рассматриваемый момент времени вода, вытесняя нефть из пласта, продвинулась на расстояние гв = 0,5 о/п. Давление на забоях нагнетательных скважин рн = 20 МПа, а на забоях скважин первого и второго добывающих рядов рс1 = рс2 = 15 МПа.

Требуется определить дебиты первого и второго рядов q1 и q2, а также расход закачиваемой воды в часть полосы длиной I = 1500 м.

Приступая к решению задачи, вычислим вначале величины A, B и C. Имеем

3 • 10-3 • 600


1


0,5 • 10-12 • 1500


( 10-3 inM:25G    3 ^ 10-3 in 250314

3,14 • 0,1    3,14 • 0,5 • 250

--1---+

3,14 • 3 • 0, 4 • 10-12    3 • 3,14 • 0, 5 • 10-12


210 3,14 • 3 • 0,4 • 10-12


ё - ЦH‘l2 ,    nrc___3 • 10-3 • 600

2кк hL    Пс2яккн1п    2 • 0,5 • 10-12 • 10 • 1500

н

3 • l0-3ln-

-3    250

3,140,01 ¦= 406 • 106 Пас/м3;

2 • 3 • 3,14 • 0,5 • 10-12 • 10

q2 =    B(Pн - Рcl)    =_

(А + g)B + 2АС 627,6 • 286,1 • 1012 + 2 • 2216 • 406 • 1012

= 0,4 • 10-2 м2/с = 344 м3/сут,

Cq2    406 • 106 • 344    /00    3    .

ql -     -— - 488 м3 /сут.

B 286,1 • 106

Расход закачиваемой воды в часть полосы длиной L q = 2q1 + q2 = 2^ 488 + 344 = 1320 м3/сут.

§ 22. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в России было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.

При разработке нефтяных месторождений в России с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии расположения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1 - 6 км.

Законтурное заводнение применяли на месторождениях, продуктивные пласты которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3-1,0 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1-5 • 10-3 Па • с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды практически ее не принимали. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и, главным образом, использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам.

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2.    Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60 • 104 м2/скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50 - 0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1 - 5 • 10-3 Па • с.

3.    При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках и т.д.

5.    При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Дальнейшие исследования и опыт разработки показали, что наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин.

Так возникла широко используемая разновидность рядных систем - блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная. Эти системы впервые стали применять на месторождениях Самарской области.

Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2-2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, в основном с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

Очаговое и избирательное заводнение стали впервые применять на нефтяных месторождениях Татарии. Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти. Это главенствующее положение метод заводнения сохранит, видимо, не только в XX, но и в начале XXI в.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности некоторые основные теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи согласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбора модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. Модели разработки пластов, наиболее соответствующие действительности, могут быть построены лишь на основе тщательного изучения и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета процесса разработки пласта с фактическими данными. В последние годы в связи с ростом вычислительно-компьютерных возможностей получают большее развитие адресные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной и в ряде случаев многокомпонентной фильтрации.

Богатый и весьма многообразный опыт применения заводнения в России позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и сформулировать проблемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоретические исследования и анализ разработки нефтяных месторождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях ц0 = цн/ цв текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды QB к объему пор пласта Уп снижается. Если, например, за условную конечную нефтеотдачу принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех объемов пор пласта, т.е. объема воды, равного 3Уп, то в среднем при ц0 = 1 - 5 можно получить конечный коэффициент вытеснения порядка 0,5 - 0,7 для пород - коллекторов нефти с проницаемостью 0,3 -1,0 мкм2.

Если же заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 - 5040-3 Па^с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35 - 0,4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

Рис. 93. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при = 1 * 5 • 10-3 Па • с:

1 - область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 - водонефтяной контакт; 3 - область, занятая нефтью


Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при ц0 = 1 * 5 линия контакта нефть - вода изгибается сравнительно мало (рис. 93), но при ц0 = 20 * 30 она сильно деформируется (рис. 94). При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта нефть - вода участки обойденной водой нефти.

Если ц0 > 100, заводнение нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).

Та же самая картина возникает при использовании заводнения для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов. Если допустить сильное разгазирование нефти во время разработки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры кристаллизации парафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой температурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находившийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном счете приведет к снижению нефтеотдачи.

Исходя из сказанного, первая проблема разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.


Рис. 94. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при ц0 = 20 * 30 • 10-3 Па • с:

1-3 - см. рис. 93; 4 - скопление нефти, оставшееся позади водонефтяного контакта

Исследования и опыт разработки привели к созданию следующих направлений решения этой проблемы:

1) применению для закачки в пласт горячей воды и водяного пара;

2)    загущению воды полимерными добавками и другими веществами;

3)    использованию влажного и сверхвлажного внутрипласто-вого горения.

Следует отметить, что вода, замещающая в пласте извлекаемую из него нефть, действительно наиболее доступное и целесообразное с экономической точки зрения вещество. Поэтому новые, более эффективные методы разработки нефтяных месторождений будут, по всей видимости, и впредь базироваться на закачке в пласт воды, хотя сам механизм извлечения нефти из недр будет коренным образом отличаться от соответствующего механизма обычного заводнения.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов и малых значениях параметра ц0.

Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несмешиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения полного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо применив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья, может быть, наиболее обширная проблема, возникшая в результате анализа и обобщения опыта разработки заводняемых нефтяных месторождений, - проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположении на нефтеносной площади месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

Опыт применения заводнения показал, что решение проблемы повышения охвата пластов можно получить путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки и, в первую очередь, соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

При этом систему разработки, конечно, приходится выбирать на стадии составления технологической схемы разработки, когда месторождение еще недостаточно хорошо изучено.

При выборе оптимальных объектов разработки очень важную роль играет знание степени сообщаемости отдельных пластов по вертикали. Известно, что трещиноватость свойственна не только карбонатным коллекторам, но и пластам, сложенным песчаниками и алевролитами. Во многих случаях увеличению сообщаемости пластов по вертикали способствует наличие в разделяющих пласты непроницаемых слоях отдельных окон, т.е. проницаемых участков.

Оптимальные объекты разработки и плотности сетки скважин, как и с учетом разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением ц2 от степени объединения пластов в объекты разработки и параметра плотности сетки скважин sG устанавливают только на основе совместного изучения геологического строения пластов месторождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной степенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.

Для иллюстрации одного из приведенных положений рассмотрим в основных чертах методику нахождения зависимости п2 = П2(^с) на основе анализа возможных вариантов разработки месторождения при различных значениях параметра Бс с использованием зональных карт неоднородности месторождения.

Допустим, что разрабатываемый пласт месторождения состоит из нескольких пропластков (рис. 95), разделенных прослоями непроницаемых пород. С целью построения зависимости П2 = П2(5с) для пласта в целом будем поочередно выделять из него отдельные пропластки и изучать, как зависит охват заводнением каждого пропластка от плотности сетки скважин. Для упрощения будем считать, что неоднородность каждого из пропластков характеризуется линзами, не сообщающимися с остальной частью пласта. Если при некоторой плотности сетки скважин линзу вскрывают одновременно не менее двух сква-

Рис. 95. Схема вертикального разреза участка пласта с несколькими пропластка-ми:

1, 2, 4 - соответственно пропластки А, А, Q; 3 - линза в пропластке; 5 - непроницаемые прослои


жин, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, то такая линза считается охваченной разработкой. Если же линзу не вскроет ни одна пара скважин, одна из которых добывающая, а другая - нагнетательная то эта линза принимается невовлеченной в разработку, а содержащиеся в ней запасы нефти исключаются из запасов, охваченных разработкой.

Выделим из изучаемого участка разрабатываемого слоистого пласта пропласток A (рис. 96). Этот пропласток содержит в пределах участка три линзы: 3, 4 и 5. Будем считать, что при разработке месторождения применяют однорядную схему расположения скважин. Рассмотрим изменение охвата пласта разработкой при этой схеме расположения скважин, но при двух различных Sg1 и Эс2, причем Бс1 > Эс2. В случае (см. рис. 96), соответствующем Sс = Sg1, охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматриваемого участка пласта.

5    6

Рис. 96. Схема расположения скважин в пропластке А при Sc = Sc1:

1, 2 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие; 3, 4, 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности


> .


Рис. 97. Схема расположения скважин в пропластке А при Sc2 < Sd:

1-6 - см. рис. 96

Во втором случае (рис. 97) при той же схеме расположения скважин плотность сетки скважин выше (S^ < S^) и в линзы 3 и 5 пропластка A “попадают” не менее одной нагнетательной и одной добывающей скважины. Следовательно, все линзы охватываются разработкой и коэффициент охвата пласта будет выше, чем в первом случае.

Из приведенного примера следует, что для нахождения зависимости коэффициента охвата пластов месторождения разработкой следует прежде всего изучить и знать макронеоднородность пласта. Необходимо при этом отметить, что на охват пластов месторождения разработкой влияет не только их линзовид-ность, но и другие виды неоднородности и тектонические нарушения. Трещиноватость пластов может играть полезную роль в повышении их охвата разработкой, поскольку с помощью трещин соединяются литологические и неоднородные пропластки, в результате чего повышается однородность пластов. Однако наличие единичных длинных трещин может привести к преждевременным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважины и к снижению коэффициента охвата пластов заводнением.

Для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением необходимо количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчитывать, к каким результатам могут приводить те или иные мероприятия по частичному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т.е. мероприятия по регулированию разработки.

Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трехмерных задач вытеснения нефти водой на современных быстродействующих компьютерах.

Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводнением решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторождений с различными параметрами S,.. При этом получают только осред-ненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.

Для аппроксимации таких общих зависимостей п2 = П2^с) используют формулу ВНИИнефть

П2 = A - BS

(IV.122)

(IV. 123)


или формулу В.Н. Щелкачева

П2 = A"“Sc,

где A, В и а - постоянные коэффициенты.

Для того чтобы использовать формулы (IV. 122) и (IV. 123) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты A, В или

а, например путем изучения зональных карт неоднородности и систем разработки месторождений.

Выше указывалось, что решение проблемы повышения охвата пластов заводнением существенным образом связано с возможностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.

Одним из первых вопросов, возникших при решении проблемы регулирования разработки нефтяных месторождений и повышения охвата пластов заводнением, является вопрос о выводе из эксплуатации, т.е. отключении, обводнившихся скважин. Так, по мере продвижения водонефтяного контакта по отдельным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие скважины обводняются. Вопрос состоит в следующем: при какой обводненности продукции отключать добывающие скважины с тем, чтобы не допустить существенного снижения нефтеотдачи?

Если, например, при трехрядной системе разработки пласта средний низкопроницаемый пропласток выклинивается вблизи первого ядра добывающих скважин (рис. 98), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой обводненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.

Рис. 98. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков, разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважины:

1    - нагнетательная скважина;


2    - пропласток 1; 3 - добывающая скважина первого ряда; 4 - пропласток 2, выклинивающийся между первым и вторым рядами добывающих скважин; 5 - добывающая скважина второго ряда; 6 - проплас-ток 3

В проблеме регулирования разработки нефтяных месторождений имеется и много других еще не решенных вопросов.

Помимо указанных общих проблем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения известен и целый ряд специальных, таких, например, как создание эффективных методов разработки низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неоднородной трещиноватостью и т.д.

Указанные проблемы могут быть решены также путем использования вместо обычного заводнения иных методов разработки нефтяных месторождений.

Контрольные вопросы

1. Выведите формулу связи между текущей добычей нефти из пласта, текущей добычей жидкости и обводненностью добываемой продукции.

2. Выведите формулу для дебита нефти в прямолинейном однородном пласте при постоянном перепаде давления с использованием модели поршневого вытеснения нефти водой.

3. По какой формуле определяют время обводнения прямолинейного однородного пласта при поршневом вытеснении нефти водой?

4. Выведите формулу для дебита воды, добываемой из слоисто-неоднородного прямолинейного пласта, при любом законе распределения абсолютной проницаемости.

5. Выведите формулу для определения водонасыщенности на фронте при непоршневом вытеснении нефти водой из прямолинейного однородного пласта. Объясните принцип графического метода определения этой водонасыщенности.

6.    По какой формуле определяют время безводной эксплуатации прямолинейного пласта при непоршневом вытеснении нефти водой?

7. При заданной эмпирической зависимости текущей обводненности продукции от текущей нефтеотдачи по месторождению по какому соотношению можно определить зависимость текущей добычи нефти от времени, если различны текущие отборы жидкости из месторождения?

8. В чем различие вычисления дебитов скважин по заданным перепадам давлений от вычисления давлений по заданным дебитам скважин в трех- и пятирядных системах разработки с использованием метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений?

9. Расскажите о недостатках разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения. В чем преимущество систем с внутриконтурным заводнением по сравнению с системами с законтурным заводнением?

УТЯЖЕЛИТЕЛИ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ, ИХ ПРИМЕНЕНИЕ

Утяжелители — это тонкодисперсные минералы или отходы производства, имеющие высокую плотность и относящиеся практически инертно к глинистым растворам. Основными параметрами, характеризующими качество утяжелителей, являются: плотность, тонкость помола, содержание водорастворимых солей и влажность при мокром способе помола. В бурении чаще всего применяют барит и редко гематит. На промыслах при ремонте скважин кроме этих утяжелителей применяют реже магнетит и мел.

1. Барит (BaSO4) представляет собой тонкий белый порошок плотностью 4,0+4,2 т/м3. В табл. 4.1 приводятся параметры, определяющие сортамент баритового утяжелителя. Баритовый утяжелитель на сегодня является лучшим из всех других, хотя и имеет свои недостатки. Одним из них является флокуляция, т.е. объединение коллоидных частиц в рыхлые

Т а б л и ц а 4.1

Параметры, определяющие сортамент баритового утяжелителя

Показатели

Сорт

1-й

2-й

3-й

Плотность, т/м3

4,2

4

3,8

Содержание сернокислого бария в пересчете на сухой утяжелитель, %

Содержание влаги, %:

90

в подсушенном

5

5

5

в неподсушенном Содержание водорастворимых

14

14

14

солей, не более, %

0,3

0,35

0,4

В том числе солей Са

0,05

0,05

0,06

Тонкость помола — остаток на сите (размер ячеек в свету 0,074 мм), %

10

10

10

Содержание фракции не менее 5 мкм, не более, %

10

15

20

хлопьевидные агрегаты. Для ее устранения наиболее эффективной является обработка глинистого раствора ПАВ (ОП-7, 0П-10), а также триполифосфатом натрия (0,5 % сухого вещества от массы барита).

2.    Гематит (Fe2O3) представляет собой красно-бурый порошок плотностью 4,3+4,6 т/м3. Плотность гематита выше, чем у баритового утяжелителя, но недостатком является значительная твердость зерен, вызывающая сильный износ деталей бурового оборудования и инструмента.

3. Магнетит (Fe3O4) представляет собой черный порошок плотностью 4,2+4,4 т/м3. Имеет те же достоинства и недостатки, что и гематит.

4. Мел (СаС03) — белая однородная тонкозернистая мажущая органогенно-осадочная порода, разновидность известняка. В качестве утяжелителя применяется химически осажденный мел. Он представляет собой тонкодисперсный, микрокристаллический порошок, получаемый в промышленности карбонизацией известкового молока Са(0Н)2 двуокисью углерода С02.

Содержание углекислого кальция колеблется при этом в пределах 98+96 %, влажность составляет 1,0+1,5 %, плотность — 2,7+2,8 т/м3. Применяется в качестве утяжелителя, когда требуется утяжелить буровой раствор до плотности 1450 кг/м3.

Все утяжелители вводят в растворы, как правило, через гидросмеситель, а также при помощи БПР (блок приготовления растворов) и УПР-Р2 (установка для приготовления и утяжеления растворов, а также регенерации утяжелителя). При утяжелении глинистого раствора сухим баритом удобно пользоваться БПР. Этот блок предназначен для хранения порошкообразных материалов (бентонитовая глина, барит, цемент).

Расход утяжелителя Р, необходимого для повышения плотности 1 м3 раствора, определяют по формуле

р _    р32 - р1)

Р3 - Р2(1 - n + nY 3) '

где р1 — плотность бурового раствора до утяжеления, т/м3; р2 — плотность утяжеленного бурового раствора, т/м3; р3 — плотность утяжелителя, т/м3, n — влажность утяжелителя.

Пример. Определить количество баритового утяжелителя плотностью 4 т/м3, влажностью 10 % для утяжеления 1 м3 бурового раствора с целью повысить его плотность от 1,16 т/м3 до 1,30 т/м3.

Расход утяжелителя для повышения плотности 1 м3 глинистого раствора, т

Плотность исходного раствора, т/м3

Плотность утяжеленного раствора, т/м3

2,3

2,2

2,1

2

1,9

1,8

1,7

1,6

1,5

1,4

1,3

1,2

1,1

3,9

3,5

2,8

2,4

1,9

1,6

1,3

0,97

0,73

0,51

0,23

1,2

3,7

3,2

2,6

2,1

1,7

1,4

1,1

0,79

0,54

0,35

0,18

1,3

3,5

2,8

2,3

1,9

1,5

1,1

0,8

0,58

0,38

0,18

-

1,4

3,3

2,5

2

1,6

1,2

0,9

0,61

0,39

0,19

-

-

1,5

2,8

2,2

1,7

1,3

0,95

0,67

0,4

0,19

-

-

-

1,6

2,5

1,9

1,4

1,1

0,69

0,45

-

-

-

-

-

1,7

2,2

1,6

1,2

0,76

0,48

0,2

-

-

-

-

-

1,8

1,7

1,3

0,83

0,52

0,2

-

-

-

-

-

-

1,9

1,4

0,92

0,55

0,24

-

-

-

-

-

-

-

2

1

0,61

0,3

-

-

-

-

-

-

-

-

2,1

0,73

0,32

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,2

0,34

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

П р и м е ч а н и е . Плотность баритового утяжелителя 4,4

т/м3.

eA_AIEA. Количество утяжелителя, необходимое для повышения до заданной плотности 1 м3 раствора, определяют, подставляя численные значения величин в указанную формулу:

P = 4(1'3- 1Д6)(1 - °'1) = 0,206 т.

4- 1,3(1- 0,1 + 0,1- 4)

Объем утяжелителя в 1 м3 утяжеленного раствора

0,206/4 = 0,051 м33.

Глинистый раствор, подлежащий утяжелению, должен иметь условную вязкость не более 40+50 с, СНС1-10 не более 15/30 мг/см3, т.е. коэффициент тиксотропии 2, водоотдачу не более 10 см3/30 мин, а такими характеристиками обладают химически обработанные (стабилизированные) глинистые растворы.

В табл. 4.2. приведен примерный расход утяжелителя плотностью 4,4 т/м3, влажностью 10 % для повышения плотности

1 м3 бурового раствора.

Глава 4

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

4.1. Область применения газлифтного способа добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1.    Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7.    Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2.    Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

3.    Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 602000 т/сут.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

4.2. Системы и конструкции газовых подъемников

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 4.1).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-

ёЁЙ. 4.1. ёЁЙГА1ы „ШЁШТЫх ббЬиА1Шб,

зожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 4.1, $), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, •).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 4.1, ,). Наружный ряд насоснокомпрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы - полутора-рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, fc), которйй имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

4.3. Наземное оборудование газлифтных скважин

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят:    оборудование устья скважин

ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ-16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис. 4.2). Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с направляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, манометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Техническая характеристика ОУГ-80х35

Давление, МПа:

Узел уплотнения проволоки (рис. 4.3) с направляющим роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены резиновые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм, поджимаемые сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями расположена свободно перемещающаяся армированная металлом резиновая втулка 1, герметизирующая уплотнитель в случае обрыва проволоки. Данное устройство позволяет заменять резиновые уплотнители под давлением при их выходе из строя.

Секции лубрикатора длиной по 2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов, ударного инструмента и приборов, соединены между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами.

Превентор плашечный (рис. 4.4) состоит из корпуса 1 с вертикальным проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек

2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части расположен фланец для присоединения со стволовой задвижкой ар-


Рис. 4.4. Превентор плашечный

матуры. Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки. На наружной поверхности плашки имеются каналы для перепуска давления за плашку, что облегчает ее перемещение и увеличивает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья или обжим проволоки. Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установки имеется пер е-пускной клапан, который позволяет уравновесить давление под и над плашками. К нижнему натяжному ролику крепится индикатор, показывающий натяжение проволоки в процессе работы.

Оборудование 0УГ-80х35 монтируют с помощью мачты, которая устанавливается на одну из гаек фланцевого крепления арматуры.

В комплект инструмента ГК входит инструмент из комплекта КИГК, который состоит из трех наборов (рис. 4.5).

Первый стандартный набор включает инструменты, спускаемые в скважину при любых операциях по обслуживанию. С их помощью производят удары вверх и вниз, а также крепят проволоку. К этому набору относятся: устройство для закрепления проволоки УЗП, шарнир Ш16, грузовые штанги ШГр и 1ШГр, Яссы гидравлический ЯСГ и механический ЯСМ, яссы для сообщения набору инструментов, спускаемых в скважину, ударных импульсов: ЯСГ - для удара вверх и ЯСМ - вверх или вниз.

Второй набор - инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксатором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные камеры, инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК, цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудова-

Е№-

ЕЗвф

¦ЕН^-

-М-----ШМ«>

м*-

В


>—-ф Ф-

=ЦЩвфш


Е?ф8^

Рис. 4.5. Комплект инструмента КИГК:

а - устройство закрепления проволоки УЗП; 6 - грузовая штанга ШГр; в -шарнир Ш16; - гидравлический ясс ЯСГ; д - механический ясс ЯСМ; е -рычажный отклонитель ОР; ж - инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК; з - цанговый инструмент ИЦ; и - выпрямитель проволоки ВОП; к -ловильный проволочный инструмент ИЛП; л - трубный шаблон ШТ; м -печать ПК; н - гидростатическая желонка ЖГС; о - парафинорезка ПФ; п -скребок парафина СП; р - приемный клапан КПП; с - правочный инструмент ИП

ния из камер, а также инструменты из комплекта КИГК и ИКПГ.

Третий набор - инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и исследовательских работах. К ним относятся: выпрямитель проволоки ВОП, ловильный проволочный инструмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать, гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП, правочный инструмент ИП, ограничитель, шток, керн (рис. 4.6 и табл. 4.1).

Установка ЛСГ-16А, смонтированная на шасси автомобиля “Урал-375Е”, предназначена для смены управления скважинным оборудованием на глубинах до 5000 м с помощью

Т а б л и ц а 4.1

Техническая характеристика инструмента из комплекта КИГК

Показатели

КИГК-60

КИГК-73

КИГК-89

Наибольшая нагрузка на проволоку, кН

Присоединительная резьба инструментов (ГОСТ 13877-80), мм:

7

7

7

муфтовых концов

М

М

М

ниппельных концов

ШГ16

ШГ16

ШГ22

Угол поворота, рад:

ШГ16

ШГ16

ШГ22

шарнира

0,2

0,2

0,2

отклонителя

6

6

6

0,12

0, 1 2

0, 1 2

Угол наклона обслуживаемых скважин, рад

Ход поршня яссов, мм:

0,93

0,93

0,93

механического ЯСМ и 1ЯСМ

500

500

500

гидравлического ЯСГ

220

220

220

Рабочая среда

Нефть, газ,

буровой раствор, плас-

товая вода нентов

без агрессивных компо-

Температура рабочей среды, °С, не более

100

100

100

Рис. 4.6. Набор инструментов, спускаемых в скважину:

$ - при посадке газлифтных клапанов; • — при извлечении газлифтных клапанов; 1 - устройство закрепления проволоки; 2, 6 - трузовые штанги; 3 - шарнир; 4 - механический ясс; 5 - рычажный отклонитель; 7 - инструмент для спуска газлифтных клапанов; 8 - гидравлический ясс; 9 - цанговый инструмент

инструмента, спускаемого на проволоке и канате (рис. 4.7). Установка состоит из лебедки, узла привода насоса, пульта управления, гидрооборудования, масляного бака и кузова.

Техническая характеристика установки ЛСГ-16А

Номинальное тяговое усилие, кН:

при работе с проволокой..........................

13,6

при работе с канатом...............................

16,0

Глубина обслуживания, м:

при работе с проволокой диаметром 2,5 мм...

7000

при работе с канатом 4,8 мм......................

5000

Диаметр бочки барабана лебедки, мм..............

215

Длина, мм................................................

550

Привод лебедки.........................................

Гидравлический объемный

Скорость подъема, м/с:

при работе с проволокой..........................

0-15

при работе с канатом...............................

0-12

Мощность привода, кВт..............................

63

Наибольшее давление рабочей жидкости, МПа

16,0

Насос......................................................

Шестеренный НШ100-3

ГОСТ 8753-80

Гидромотор...............................................

Аксиальный поршневой

Габаритные размеры, мм.............................

7380x2500x3250

Масса, кг.................................................

10 320

Применение объемного гидравлического привода лебедки обеспечивает спускоподъемные работы с клапанами и инструментом аналогично установке ЛСГ1К-131А на шасси автомобиля ЗИЛ-1Э1А.

Отбор мощности на привод от двигателя автомобиля “Урал-375Е” осуществляется коробкой дополнительного отбора мощности, установленной на раздаточной коробке автомобиля. Вращение от коробки дополнительного отбора мощности к насосам передается карданным валом через редуктор. Барабан получает вращение от выходного вала коробки перемены передач через двухрядную цепную передачу. С другой стороны барабанного вала имеется привод укладчика проволоки и каната, состоящий из цепной и шестеренной передач.

Привод гидронасосов осуществляется от раздаточной коробки и коробок дополнительного отбора мощности, соединенной карданным валом с редуктором привода насоса. Одноступенчатый трехвальный редуктор привода насосов установлен на траверсе, закрепленной на балках кузова.

Лебедка состоит из узлов барабанного вала, укладчика проволоки и каната, коробки передач, ленточного тормоза, пульта управления, установленных на единой сварной станине. Первичный вал коробки передач получает вращение от двух гидромоторов. Вращение от коробки передач к барабанному валу и от него к укладчику проволоки передается посредством цепных передач. Пульт управления лебедки расположен в оператор-


13    8    7    12    10    11

б


ёЁЙ. 4.7. i№I6,ft аёЕ-16А:

$ - общий вид; • - кинематическая схема; 1 - двигатель автомобиля “Урал-375Е”; 2 - раздаточная коробка автомобиля; 3 -редуктор привода насоса; 4 - насос НШ100-3; 5 - гидромотор; 6 - лебедка; 7 - цепная передача при работе с канатом; 8 -цепная передача при работе с проволокой; 9 - шкив мерительный; 10 - привод указателя глубины; 11 - укладчик проволоки; 12 - рама; 13 - коробка перемены передач

ском отсеке кузова установки. На пульте имеются рукоятки управления дросселями спуска и подъема и гидрораспределителем. Здесь же расположены рукоятки дубляжа управления оборотами двигателя автомобиля, рукоятка управления коробкой передач, клапан дистанционной настройки и рукоятка включения в работу одного или двух насосов.

Установка оснащена приспособлением для перемотки проволоки и каната. Привод барабанного вала приспособления осуществляется от гидромоторов Г16-15М через открытую зубчатую передачу. Гидромотор в свою очередь работает от насосов установки.

Кузов фургонного типа состоит из двух отсеков, разделенных перегородкой, - операторского и лебедочного. В последнем установлено все навесное оборудование установки.

4.4. Внутрискважинное оборудование

В состав скважинного оборудования газлифтной установки входят скважинные камеры, газлифтные клапаны и промежуточный пакер с гидромеханическим управлением и приемным клапаном.

Среди различных методов снижения пусковых давлений, основанных на удалении части жидкости из подъемной колонны, наиболее эффективно применение пусковых газлифтных клапанов, которые устанавливают в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления газлифтные клапаны работают от давления в затрубном пространстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давления между ними.

Наибольшее распространение получили клапаны, управляемые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпускаемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапазоном давления зарядки 2-7 МПа (табл. 4.2).

Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Давление в сильфонной камере клапана регулируют на специальном приспособлении стенда СИ-32. Сильфонная камера -герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого является металлический многослойный сильфон. Пара шток - седло является запорным устройством

Т а б л и ц а 4.2 Техническая характеристика газлифтных клапанов

Показатель

Г-20

Г-20Р

Г-25

Г-25Р

1Г-25

1Г-25Р

Г-38

Г-38Р

Условный наруж

20

20

25

25

25

25

38

38

ный диаметр, мм

Рабочее давле

21

21

21

21

21

21

21

21

ние, МПа

Диаметр отвер

0,5

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

стий седел, мм

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

8,0

8,0

8,0

8,0

9.5

12.5

Габариты, мм:

диаметр

32,0

32,0

29,0

29,0

32,0

32,0

40,5

40,5

длина

610

610

485

485

485

485

540

550

Масса, кг

1,5

1,5

1,2

1,2

1,2

1,2

3,0

3,2

клапана, к которому газ поступает через окна кармана скважинной камеры.

Герметизация напора поступления газа обеспечивается двумя комплектами манжет. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в за-трубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы.

Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины.

Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана.

На заданном технологическом режиме скважина должна работать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины.

Другим типом используемых клапанов является дифференциальный тип (КУ-25 и КУ-38), т.е. работающие от перепада давления в НКТ и затрубном пространстве.

Применение газлифтных клапанов позволяет регулировать поступление газа, нагнетаемого из кольцевого пространства в колонну подъемных труб.

Газлифтные клапаны в скважинных камерах устанавливают специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидравлической лебедкой. Эксцентричность скважинной камеры обеспечивает при установленном клапане сохранение свободного проходного сечения НКТ. Это позволяет выполнять необходимые работы в скважине без подъема НКТ (рис. 4.8 и табл. 4.3).

Скважина под газлифт-ную эксплуатацию может быть оборудована после окончания бурения и вскрытия эксплуатационного объекта спуском НКТ с глухими (ложными) клапанами. По окончании фонтанирования или после снижения устьевого давления глухие клапаны заменяются рабочими и скважину переводят на газ-лифтную эксплуатацию.

Рис. 4.8. Скважинная камера и размещение в ней газлифтного клапана:

1 - муфта; 2, 5 - патрубок; 3 - кулачковый фиксатор; 4 - газлифтный клапан


Скважинные камеры предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способом.

Сильфонная камера представляет собой конструкцию, состоящую из наконечников, рубашки и кармана. Рубашка изготовлена из специальных овальных

Показатель

К-60А-210

К-60Б-210

К-73А-210

К-73Б-210

КН-73А-210

КН-60А-210

КТ-73Б-500

Диаметр проходного отверстия d,

50

50

60

60

62

50

62

Диаметр посадочного отверстия dj,

38,5

26,0

38,5

26,0

38,5

38,5

25,0

мм

40,0

26,0

40,0

26,0

40,0

40,0

25,0

Рабочее давление, МПа

21

21

21

21

21

21

50

Габариты, мм:

длина L

2 600

1 640

2 500

1 740

2 500

3 055

2 760

ширина Q

97

76

116

97

116

97

116

высота с

118

108

138

118

136

118

138

Масса, кг

74,8

24,0

68,2

38,0

75,0

60,0

82,5

Т а б л и ц а 4.4

Техническая характеристика иакеров

Показатель

ПН-ЯГМ-140-

210

ПН-ЯГМ-136-

210

ПН-ЯГМ-132-

210

ПН-ЯГМ-122-

210

ПН-ЯГМ-118-

210

Диаметр эксплуатационной колонны труб, мм: условный

178

168

168

146

140

максимальный внутренний

150,3

140,3

140,3

133

128

Наружный диаметр пакера, мм

140

136

132

122

118

Максимальная осевая нагрузка

100

100

100

80

80

при посадке, кН

Диаметр проходного отверстия,

мм

Рабочая среда

Температура рабочей среды, К,

76

76

76

62

62

423

Нефть, га 423

з, газоконденсат, 423

гластовая вода 423

423

не более

Габаритные размеры, мм: диаметр

140

136

132

122

118

длина

1 880

1 880

1 880

1 655

1 655

Масса, кг

64

60

55

47

46

Рис. 4.9. Промежуточный иакер ПН-ЯГМ с гидромеханическим уиравлением:

1 - муфта; 2 - упор; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 -винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 - корпус клапана; 14 - шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт

труб. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану. При ремонтно-профилактических работах в кармане может быть установлена циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка.

Одним из элементов внутрискважинного оборудования газлифтных скважин является промежуточный пакер с гидромеханическим управлением. Пакер предназначен для изоляции затрубного пространства скважин от трубного, а также разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже его.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 4.9 и табл. 4.4) состоит из уплотняющего устройства, включающего в себя уплотнительные манжеты с обоймами и служащего для герметизации разобщаемых пространств ствола скважины, и устройства для фиксации пакера в эксплуатационной колонне. Последнее устройство, удерживающее пакер от скольжения из-за перепада давления над и под ним, состоит из корпуса, шпонки, плашки и плашко-держателя. Его спускают в скважину на заданную глубину на конце колонны НКТ.

Пакер фиксируется на месте гидроприводом, состоящим из кожуха и поршня. Процесс осуществляется при перекрытии перехода пакера сбрасываемым шариком или приемным клапаном и созданием дополнительного гидравлического давления внутри колонны НКТ.

Уплотнительные манжеты пакера деформируются под действием осевого усилия от веса колонны НКТ. Проход пакера освобождается от седла с шариком при увеличении гидравлического давления до значения необходимого для среза винтов клапанного устройства, а при применении приемного клапана - извлечением его инструментом канатной техники. Рабочее давление 21 МПа.

Пакер извлекают из скважины подъемом колонны НКТ.

4.5. Обслуживание газлифтных скважин

Обслуживание газлифтных скважин включает исследование газлифтных скважин, анализ их работы и устранение неисправностей газлифтной установки.

Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Основной метод исследования газлифтных скважин - метод пробных откачек. Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по давлению нагнетаемого газа.

Режим работы скважины можно изменить противодавлением на выкиде и расходом нагнетаемого газа. При этом необходимо добиваться устойчивого режима работы скважины - без пульсации буферного и затрубного давления.

По упрощенной методике исследований обходятся без применения глубинных манометров.

Для скважин с высоким коэффициентом продуктивности используют метод пробных откачек - при постоянном расходе нагнетаемого газа и переменном противодавлении на выкиде. Для скважин других групп - при переменном расходе газа и постоянном противодавлении на выкиде скважины.

В первом случае при установившемся режиме работы скважины замеряют расход и давление нагнетаемого газа, а также дебит скважины. При неизменном расходе газа сменой штуцера или перекрытием задвижки на выкиде изменяют режим работы скважины. После установления режима снимают показания рабочих параметров работы скважины (дебит и рабочее давление). По этим данным (минимум на двух-трех режимах) строят индикаторную диаграмму - кривую зависимости дебита от забойного давления. При этом считается, что изменение давления нагнетаемого газа на устье скважины примерно соответствует изменению давления на забое скважины. По забойным давлениям и соответствующим им дебитам жидкости при различных режимах строится кривая и экстраполяцией находится пластовое давление с определением вида уравнения притока.

Во втором случае устанавливают минимальный расход газа (без пульсации давления) с замером дебита, давления и расхода нагнетаемого газа. Затем на 20-30 % увеличивают подачу газа и проводят замеры до уменьшения дебита по сравнению с предыдущим замером. После каждого режима определяют забойные давления и по ним - уравнения притока. На практике часто пользуются исследованиями для построения регулировочных кривых - зависимостей дебита скважины 9ж и удельного расхода нагнетаемого газа R0 (не менее чем на шести режимах).

Регулировочные кривые (рис. 4.10) имеют максимумы. Оптимальным (с энергетической точки зрения) является дебит, соответствующий координате точки касания кривой (А), проведенной из начала координат к кривой q ж = f(q г). Эта точка соответствует минимуму удельного расхода нагнетаемого газа (Q). Максимум дебита (А) потребует увеличения R0.

Осложняющие условия эксплуатации газлифтных скважин требуют проведения необходимых оргтехмероприятий.

Для борьбы с пескопроявлением используют: фильтры для закрепления призабойной зоны; ограничение депрессии для предотвращения разрушения скелета нефтесодержащих пород;

конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, п р и которых обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, образованием эмульсии, несмотря на повышенную металлоемкость установки, иногда используют второй ряд НКТ, что позволяет закачивать в кольцевое пространство между ними растворители и химреагенты без остановки скважины.

Образование ледяных и гидратных пробок в скважинах и негерметичностях лифта устраняют следующими методами: устранением негерметичности лифта и уменьшением пер е-пада давления на клапане;

вводом ингибитора в нагнетаемый газ;

подогревом газа;

снижением давления при прекращении подачи газа на скважину.

4.6. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой на рабочее давление, равное максимальному, ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в собранном виде на паспортное пробное давление. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление для опрессовки эксплуатационной колонны; при этом, независимо от ожидаемого рабочего давления, арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Ее выкидные и нагнетательные линии, расположенные на высоте, должны иметь надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также их вибрацию при работе скважин.

Обвязка скважины, аппаратуры и газопроводов под давлением в зимнее время должна отогреваться только паром или горячей водой.

В газораспределительных будках следует не допускать скопления газа, который при определенном соотношении с воздухом образует взрывоопасную смесь. Газ обычно скапливается вследствие пропуска его через фланцевые соединения или сальники вентилей. Во избежание поступления газа из скважины по трубопроводу в БГРА должен быть установлен обратный клапан.

Скопление взрывоопасной смеси особенно недопустимо в зимнее время, когда окна и двери газораспределительных будок закрыты. В зимнее время также могут образовываться гидратные пробки вследствие замерзания конденсата в батареях и газопроводах. Это приводит к повышению давления в трубопроводах и возможному их разрыву. Попадание газа в воздух может быть причиной взрыва. Основная мера, предотвращающая взрыв, - вентиляция помещения. Для устранения утечки газа на линии следует постоянно следить за исправностью сальниковых набивок вентилей, сосудов для конденсата (на газопроводных магистральных линиях в низких точках).

В зимнее время следует утеплить помещения для предотвращения от замерзания конденсата в батареях.

Для устранения источников воспламенения газа в будках необходимо:

использовать электрическое освещение будок, установленное вне будок;

выносить за будку электроприборы (рубильники, печи);

применять инструмент, не дающий искр, при ремонте внутри будок;

запретить применение открытого огня и курение в будке;

сооружать будку из огнестойкого материала.

ЕаЛдА

4

аёёабЙе^А^аб EAaeQoi

а ЁАаеае^Йб^ёАз^оЬ!


а еаАёге^

4.1. ааАёёааааАПай а 1б1^еаеЁай аёёаб&е^А^аа

4.1.1. пбаа аёёабЙе^А^аа

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-химические характеристики газа и др.).

Целью исследований газовых скважин является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

Промысловые исследования скважин позволяют определять следующее.

Параметры пласта-коллектора:

геометрические характеристики пласта и залежи, в том числе общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и горизонтам, границы залежи, размеры экранов и непроницаемых включений и их форму, положение контакта газ — вода и его изменение в процессе разработки и др.;

коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, а также характер его изменения по площади и разрезу);

прочностные характеристики пласта, определяющие до-бывные возможности скважин (предельные дебиты и градиенты давления, соответствующие началу разрушения пород);

емкостные свойства порового пространства (запасы газа и конденсата).

Параметры пластового флюида:

физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, давление начала выпадения конденсата, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сверхсжимаемости, влажность газов, характеристика пластовых и конденсационных вод, условия образования и состав кристаллогидратов и солей, выпадение твердой серы и др.) и характер их изменения при различных давлениях и температурах в процессе разработки месторождения;

характер фазовых превращений газоконденсатных систем в динамических процессах, связанных с изменением давления и температуры.

Параметры скважин:

энергосберегающий (критический) дебит;

предельные добывные характеристики скважин (свободный дебит, абсолютно свободный дебит, максимально допустимые дебиты без разрушения пласта и подтягивания воды к забою скважин);

оптимальные гидро- и термодинамические условия работы ствола;

интенсивность скопления жидких и твердых примесей на забое и условия их выноса;

коррозионная активность примесей.

Параметры пластово-водонапорной системы в законтурной области:

фильтрационные и емкостные параметры водоносной части пласта;

физико-химические свойства пластовой воды.

Последнюю группу параметров определяют в процессе исследований специальных скважин, вскрывших водоносные пласты.

Определение исходных параметров в ряде случаев возможно прямыми измерениями. Например, анализ кернов позволяет непосредственно замерить коллекторские свойства пористой среды на забое скважины. К прямым методам исследований относится лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из скважины. Однако большинство характеристик разрабатываемой системы прямому замеру не поддается (например, коллекторские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае непосредственно замеряют некоторое семейство побочных характеристик, а искомые параметры определяют по ним пересчетом на базе известных соотношений, связывающих замеренные величины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить группу газодинамических исследований, акустико-гидродинамических и др. Прямые и косвенные методы исследований обычно применяют в комплексе, взаимно дополняя друг друга.

Содержание и объем комплексных исследований определяются их назначением. Все исследования подразделены на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводят в процессе разведки месторождений и их опытной или опытно-промышленной эксплуатации. Задачей исследований является изучение характеристики данного месторождения с целью оценки запасов, добывных возможностей и параметров, необходимых для подготовки к промышленной эксплуатации.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований. При этом особое внимание следует уделять установлению добывных возможностей скважин. Во многих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие пласта не позволяет правильно их установить. По результатам геофизических и акустико-гидродинамических исследований можно судить о потенциальных возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газодинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные возможности будущих эксплуатационных скважин.

Текущие исследования проводят регулярно, не реже одного раза в год на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Их задачей является получение необходимых данных для уточнения во времени изменения энергосберегающих дебитов, их распределения и начального дополнительного и фильтрационного (НФС) сопротивления по разрезу вскрытого пласта, а также для анализа и контроля за процессом разработки. При этом основное внимание следует уделять правильному установлению технологического режима, в том числе и энергосберегающего. В большинстве случаев используют только газогидродинамические и акустико-гидродинамические методы.

Специальные исследования проводят на скважинах для выполнения работ, обусловленных специфическими условиями разработки каждого конкретного месторождения, в том числе:

контроль за положением контакта газ —вода в специальных скважинах с помощью геофизических методов;

установление эффекта при проведении различного рода мероприятий по интенсификации притока газа;

изучение коррозионных свойств газа;

контроль за перетоками газа в горизонты, залегающие выше из-за некачественного цементажа;

апробирование новых методов исследований скважин и др.

При создании и разработке новых методов исследований требуется, во-первых, получить соотношения, связывающие замеряемые непосредственно параметры с искомыми, т.е. разработать теорию метода, во-вторых, определить способ проведения измерений на скважинах и, в-третьих, разработать метод правильной интерпретации результатов промысловых исследований.

Обычно математическое соотношение, на котором основана теория метода, является уравнением некоторого физиче-кого процесса. В зависимости от того, какой физический процесс используют, методы исследований подразделены на газодинамические (наблюдения за движением газа), акустикогидродинамические (наблюдения за распространением звуковых волн, возникающих при движении газа и жидкости в пористой среде) и геофизические (наблюдения за электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, начальной восприимчивостью естественной радиоактивности и др.).

В настоящее время наиболее распространены газодинамические методы исследований скважин.

4.1.2. хбх^еаеЁай аёёабЙе^А^аа

Вначале составляют программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине (рис. 4.1, 4.2).

Для очистки забоя от жидкости или твердых частиц перед испытанием скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве. В процессе продувки следует наблюдать за условиями выноса из пласта твердых частиц, не допуская их значительного количества, что может быть причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды — прорыва водяного конуса или языка в скважину. Количество твердых примесей и жидкости

pdoxngHJHH рУояя киниу — ?i ^мУэдэу — Zl !внижвиэ — ц !dogHdn HrmimgAvj — Ql tedAxewde крннрхноф 6 !виниу крняуэярф — g !винэьэхэи 010^ээьихиЙм qvaxHdaMen иганнэрытсЕфеиУ — /_ !ихэо:яУиж pdaiAtpe bvV чхэояиэ g !doxpdpii03 — g !ииниу ионУишяя aHHOvnad^ — р idox^indgvCv — ? IndxaiMOirew — i tedxawoMdax kW HPMdra — i :АхмнАы AntoHdoQDOEBJ н ионнэьмумУоы эн ‘инижванэ KHHeaoVav33H kvV эинвяоУЛДодо I f ’эид

Рис. 4.2. Оборудование для исследования скважины, не подключенной к газосборному пункту:

1 — блок входных ниток; 2 — линия контрольных замеров; 3 — контрольный сепаратор; 4 — узел замеров; 5 — сепаратор I ступени; 6 — разделительная емкость; 7 — факельная линия; 8 — регулятор теплового режима;

От скважины


9    — теплообменник;

10    — регулируемый

штуцер;    11 — сепара

тор II ступени

определяют с помощью породоуловителя или специальной се-парационной установки. В последнее время для этого предложен акустический способ их измерения.

4.2. ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Исследования проводят на нескольких установившихся режимах с различными дебитами, с тем чтобы захватить весь диапазон, включая несколько режимов при законе Дарси и несколько по трехчленному закону.

В процессе исследования скважин методом установившихся отборов на каждом режиме измеряются дебит газа, температура и давления на головке и в затрубном пространстве. Для обычных испытаний параметры замеряют не менее чем на шести-восьми режимах, из них три-четыре при законе Дарси и три-четыре при трехчленном законе фильтрации. Исследования проводят, переходя от меньших дебитов к большим. Кроме того, две-три контрольные точки снимают в обратном порядке — от больших дебитов к меньшим.

Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на данном режиме работы. Значения их, используемые для обработки результатов исследований с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления.

Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости и твердых частиц, выносимых в процессе исследования скважины на различных режимах, перед прибором устанавливают породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины.

В процессе исследования газоконденсатных скважин для установления количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температурах рекомендуется применять специальную передвижную сепарационную установку, позволяющую точно определить количество жидкости, выделяющейся при различных режимах работы.

Во избежание излишних потерь газа необходимо стремиться к тому, чтобы при исследовании скважин на различных режимах подавать газ в газопровод. Выпускать его в атмосферу можно лишь в случаях, если исследуемая скважина не подключена к газопроводу или давление в газосборных сетях не позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий. Исследовать скважины при подаче газа в газопровод затруднительно, если давление в газосборных сетях составляет 50 % или более от давления на устье и одновременно имеют место колебания давления в газосборной сети в течение периода исследований на данном режиме работы скважины. Это относится только к скважинам, период стабилизации давления в которых весьма значителен.

Для контроля за качеством получаемых данных в процессе исследования проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой или невозможности установить энергосберегающий дебит исследования повторяют.

В итоге в ходе исследований непосредственно определяется следующее:

зависимость дебита от давления на устье; индикаторная кривая — зависимость Ар2 = /(Q); энергосберегающий (критический) дебит; предельно допустимые дебиты газа и причины их ограничений;

уравнения притока газа к забою скважины (линейное по закону Дарси и нелинейное по трехчленному закону); коэффициенты фильтрационных сопротивлений; абсолютно свободный и свободный дебиты скважины; начальное дополнительное сопротивление на забое и в призабойной зоне пласта;

изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита, а также реальные коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ.

4.2.1. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений. При этом решения сводились к формуле вида

b

2n2h lRc %    RK (    %    RK

рз и рк — соответственно давления на забое скважины радиуса Ес и контуре питания радиуса RK; h — толщина пласта.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы было известно, что результаты исследований 50 — 60 % скважин не подчиняются формуле (4.1). Для их обработки Ю.П. Коротаевым еще в 1956 г. была предложена следующая формула:

Ар2 = aQ + bQ2 + c,    (4.4)

где с — коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами.

Формула (4.4) уже более 35 лет широко применяется на практике для исправления аномального вида индикаторных кривых. При этом при ее использовании экспериментально не проверяются причины возникновения с, а поступают формально, считая справедливой формулу (4.4) для любых встречаемых на практике аномальных индикаторных кривых. Так как применение формул (4.1) и (4.4) удовлетворяло формально все встречаемые на практике случаи, то последующие 30 лет, практически до 1985 г., серьезных исследований по уточнению условий фильтрации газа не проводилось.

На основании проведенного нами доказательства с помощью акустико-гидродинамических исследований (АГДМ) справедливости последовательного существования при v < укр линейного закона фильтрации Дарси и при v > v^ фильтрации, сопровождаемой акустическими колебаниями и нарушением линейного закона, рассмотрим формулы, встречаемые в промысловой практике, и методику проведения и обработки результатов исследований скважин. Отмечается наличие двух законов фильтрации.

Плоскорадиальная фильтрация газа

Для плоскорадиальной фильтрации зависимость между градиентом давления Зр/Зг и скоростью фильтрации у, когда

у < у

vv кр

-УР = 1 у.    (4.5)

дг    к

После интегрирования для всего интервала от Яс до RK справедлива известная формула, характеризующая фильтрацию газа согласно закону Дарси,

2 2

При этом в реальных условиях в призабойной зоне фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону, а в остальном пласте — согласно закону Дарси.

Рис. 4.3. Зависимость Ар2 от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

1 - при QQKp; 2 - Q > Q„

В    интервале    пласта    от R до R0, в    котором v    >    укр,    справедливо    уравнение    (4.7) и    от R0 до RK —    закон    Дарси. Радиус    ук

рупненной скважины — R0, где скорость фильтрации соответствует критической скорости фильтрации vKr Тогда с учетом, что

v _    ®рат . v _ ®кррат

(4.8)


' _    „    '    кр _

FP    РкрРкр

и

Р _ р    . О _ О -р

г гат    f гкр гат

рат    рат

уравнение (4.7) будет иметь вид

рдр _рат0 pатpатQкрQ + PатpатQ

¦ + -

дг    к F    1РкрР

Заменяя F = 2nrh и Ркр = 2nRch и интегрируя (4.8) в пределах от р3 до р0 и от Rc до R0, получаем

р0 - рз2 _ a0Q + b0Q2 - Ь1QKрQ,    (4.9)

где

ИРат in ^0

a


0


nkh    Rc

b. _ b in^°. b0 _ b$1 -    . b _ Рар

Rc    &    R0J

Соответственно для интервала от R0 до RK имеем

р2 - р2 _ aKQ,    (4.10)

где

Лрат in Rk

a


К


nkh    R0

Складывая уравнения (4.9) и (4.10), получаем

р2 - р2 _ aQ - b.Q^Q + b0Q2,    (4.11)

где a = a0 + aK и соответствует (4.2).

В уравнении (4.11) величины b1 и b0 в отличие от b в двучленной формуле (4.1) растут с увеличением дебита газа Q за счет роста R0.

Этим и наличием дополнительного члена, равного bjQ^Q, оно отличается от применяемой сегодня на практике двучленной формулы притока газа к забою скважины (4.1).

Критическое значение Re для плоскорадиальной фильтрации для дебитов Q^    и Q (когда Q    > Q^)

Rero    = _°^ ^k =    Q Рат    k,    (4.12)

р    2nRch ^ l    2nR0 h ^    l

откуда

Ro = Rc Q.    (4.13)

Qкр

Заменяя в коэффициентах bj и b0 величину R0, согласно (4.1 3) получаем

b. = b ln —; b0 = b $1 -    .    (4.14)

^р    & Q }

Тогда вместо (4.11) будем иметь

Ар2 = aQ - bQ Q + b & Q - Qro ln—) Q,    (4.15)


f'4' “О"(

где а соответствует (4.2).

Уравнение (4.15) характеризует плоскорадиальную фильтрацию в интервале изменения дебитов Q > Q (см. рис. 43, кривая 2).

При обработке результатов исследований скважин в координатах Ap2/Q и Q для дебитов Q < Q^ справедлив закон Дарси (4.6), и ему соответствует начальный горизонтальный прямолинейный участок удельной индикаторной кривой (рис. 4.4, прямая 1). Для дебитов Q > Q уравнение (4.15) приводят к виду

А= a - Q + b&Q - Q^ lnQ) = a - Q + bQ.    (4.16)

Q % Q^ /

Ар2

Исходя из (4.16), в координатах -Q- и Q вместо прямой будет кривая (см. рис. 4.4, кривая 2). Поэтому для интервала

Ар2

дебитов Q > Q^ строим график в координатах -Q- и

Q

Q,


Q = Q - Qg-р ln ——, по которому находим b. Коэффициент

Рис. 4.4. Зависимость Ap2/Q от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

1 - при Q < QKp; 2 - Q > QKp; 3 - при QKp = 102

b соответствует тангенсу угла наклона второго прямолинейного участка (см. рис. 4.4, кривая 3). Величину а находим на оси ординат при Q = Q^ по начальному горизонтальному

участку удельной индикаторной кривой -AQ_ и q при Q < Qкр.

Величина Q^ соответствует точке пересечения начального горизонтального участка со вторым прямолинейным участком.

На практике для определения Q^ вначале находим его ориентировочное значение Q кр.ор из графика Ap 2/Q и Q, которое используем для получения Q^, и уточняем из графика A p2/Q от Q^ значение Q кр, по которому методом итераций

находим уточненное значение Q 34.

Как показывают проведенные оценки для большинства встречаемых на практике случаев, R0 << h и R0 не превышают 5Rc, т.е. нарушение линейного закона имеет место непосредственно в призабойной зоне пласта, а в самом пласте фильтрация осуществляется согласно закону Дарси. В то же время представляет интерес вид формул, когда R0 = RK, что например, наблюдается при исследованиях фильтрации на параболической модели пласта. Тогда формула (4.9) будет справедлива для всего интервала от Rc до RK и от рк до рз. В ней ао = а

b1 = b ln ^; b0 = b $1 -    | = b.    (4.17)

Rc    % Rk

Тогда после соответствующих преобразований для случая R0 = RK окончательно получим формулу

2

— = a - Q ln + bQ,    (4.18)

Q    Rc

которая отличается от двучленной формулы на постоянную ? 1n R"

*кр 1

величину bQкp ln —, и методика обработки ее аналогична об-

Rc

работке двучленной формулы.

Таким образом, применяя для обработки двучленную формулу вместо трехчленной, допускается ошибка в определении коэффициента а на величину bQKp, т.е. часто значительно завышается значение проницаемости по сравнению с фактическим ее значением. Имеется ошибка и в определении b и не определяется величина QKp, которая имеет важное значение.

Приток газа к скважинам, несовершенным по степени вскрытия

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия, при режимах их работы, когда Q < QKp, будет справедлива известная формула

Ар2/Q = ac,    (4.19)

где

ac = ln ^ + С1;    (4.20)

xkh    Rc

С1 — коэффициент несовершенства по степени вскрытия,

C1 = ^    ln4-; h = h,/h; Rc = Rc /h;    6 = 1,6(1 - h2);

h    h    Rc

h, — вскрытая толщина пласта.

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия при дебитах Q > Окр, учитывая, что R0 << h, и, как правило, R0 не больше 10R^ нарушение закона Дарси имеет место в непосредственной близости от забоя скважин (рис. 4.5).

Рассмотрим приближенное решение притока газа к гидродинамически несовершенной скважине, в которой при Q >

> Окр можем без существенной ошибки принять, что нарушение линейного закона ограничивается толщиной пласта hB. Тогда, заменяя в (4.8) Ркр = 2^^в и интегрируя в пределах от рз до р0 и от Rс до R0, получаем уравнение вида

(4.21)

pз2 = aB0 + bBQ2 - b,BQ Q,

Р 02


где

ИР аг


P ат Р а'


ln-0-; Ьв =


a в =


nkh в    Rc    2п2 h 2 IRc


c


Ь1в = Ьв ln-^; Ьв = Ьв&1 - Rc


0


Соответственно для интервала от R0 до RK Р^ - Р02 = ан Q

где


ИРа-

nkh

Складывая (4.21) и (4.22), получаем

р1 - Рз2 = ауQ - biBQKpQ + bBQ2,

-L ln R0 + inf ^ + с,


(4.24)


R


о


где ау = а, + ан, или

ИРат


ау


nk


т.е. значение ау для скважин, несовершенных по степени вскрытия, зависит от Я0.

Заменяя в (4.23) и (4.24) величину R0 согласно (4.19), после соответствующих преобразований имеем

р2 - Рз2 = ауQ - bBQKpQ lnQ + b,Q2 - bOQ,

где

ИРат

nkh


Р атРат

2n 2h^lRc


h,    QKp    h    % Rc Q


Поделив левую и пpавую части в последнем уpавнении на Q, получим

Л 2    —    —    f    Q    '    _    _

Q = ау- foBQKp + ьв% q - QKpin ) = ау- bBQKp + ьва (4.25)

где Q — то же, что и в ^ав^нии (4.17). Значение ау мало отличается от значения ас, опpеделенного согласно уpавнению (4.19). Методика обpаботки pезультатов исследований скважин, несовеpшенныx по степени вскpытия, аналогична методике для совеpшенныx скважин. Значение ас опpеделяем из уpавнения (4.19), а значение b, — из уpавнения (4.25).

Приток газа к скважинам, несовершенным по характеру

вскрытия

npn pаботе скважины, несовеpшенной по xаpактеpу вскpытия, пpи дебитах Q < QKp обычно пpименяют линейный закон вида

Лр2/Q = ах;

R


ИРа

nkh %    Rc

где С2 — коэффициент несовершенства по характеру вскры-

1

тия, С2 =-; h — число перфорационных отверстий на 1 м

nRn

толщины пласта; Rn — радиус перфорационной каверны, который при пулевой перфорации принимается равным 0,02 —

0,03 м.

Обычно несовершенство скважин по характеру вскрытия моделируем, заменяя каждое перфорационное отверстие равновесной полусферической каверной радиуса RK3B.

Для линейного закона фильтрации при дебитах Q < Окр уравнение (4.5) при притоке к одной полусферической каверне имеет вид:

_ др = И ^^рат =    ^^рат И = И Qpат ;

дг k Fp 2п 2pN k 2п pNr2 k '

pdp _ ИPатQ

(4.27)

dr    2nkNr2

где N — число перфорационных отверстий.

Интегрируя (4.27) в пределах от RK3B до RKt:, где можно пренебречь влиянием сферического притока и от рз до ркс, получаем

Р 2 _ Р 2 = Ират $ _J___L' Q

ркс Р3    01 л r | Л    Л i Q.

2kN % RKаBRкс (

В интервале от Rкс до RK имеет место плоскорадиальная фильтрация:

2 р2 _ Ира^ lnRk

р2 _ р2 = ^е1п R

nkN R.

кс

Складывая последние два уравнения, получаем уравнение притока вида

р 2 _ р 2 = Ират гк г з    ,

nk

которое характеризует фильтрацию в интервале Q < Qкр для скважин, несовершенных по характеру вскрытия.

Величину RKt. можно принять равной RKt. = R^. + h/N.

При дебитах Q > Q в интервале от RK3B до R0 при сферическом притоке будет иметь место приток согласно (4.8), в котором с учетом F = 2^2ав

F0 ^ i"kN2lN2    А «кав R0(    2n2IN23 % R^ RL

В интервале от R0 до Як и от р0 до рк фильтрация происходит по линейному закону:

рк2 _ рО = ^рат1п

nkN R,

Сложив два последних уравнения, разделив на Q и обозначив а = ¦^рат и b = ратрат , получим

nk    2п 2lN 2

ро _ р2 = а 1n Rk + $ а _ bQa '$ _1___l'q+bo & _1___l_ '

Q    h    «0    &    N    ЯОав А«кав «0(    3    %    R*    '

Критическое значение Reкp при сферической фильтрации и Q > бкр будет иметь вид:

°кр    Park _ Q    pk

Re™ =


Кр    2nR2 N И1    2nR0N И1

Откуда

«0 = «кав Q^ = «кавлб •

у бкр

Тогда окончательно получим следующее уравнение:

= а in у + & а _ Ьбр'_l_ $1 _ i$1 _^_',(4.28)

Q h «„авл %N Якав ( «кав I    JQ7] ^ав % Q*15 /

которое характеризует приток к несовершенной скважине по характеру вскрытия при наличии двух режимов в интервале от Яс до Я0 по линейному закону. Уравнение требует только машинной обработки и тем самым является неудобным для практического использования.

Рассмотрим приближенное решение притока газа к каждому перфорационному каналу. Моделируем его в виде притока к половине поверхности тора, равновеликого перфора-

Рис. 4.6. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по характеру

вскрытия

ционному каналу (рис. 4.6), тогда согласно правилу Гульдена — Каппуса поверхность половины тора

Рп = 2п2ЯсЯп; F = 2n2Rcr,

где Яп — радиус каверны, образующей половину поверхности тора, которым моделируется перфорационный канал; Яс — радиус скважины, соответствующий расстоянию между осью вращения и центром полутора; r — текущий радиус полутора.

Количество таких полуторов соответствует числу перфорационных отверстий N. Расстояние, на котором можно пренебречь изменением направления линий тока при притоке к каждому полутору, является максимальным радиусом полутора Ят, вне которого считаем, что имеет место радиальная фильтрация

т = h/N.

Тогда для режимов работы скважины Q < бкр приток к каждому полутору

рдр = Иратб 1

dr    2п 2 Яс kN r

Откуда для интервала от Яп до Ят и от рз до рт р2 - р2 =    in RRl = aQ.

n°Rc.kN Яп

Для интервала от Ят до Як и от рт до рк, где наблюдается плоскорадиальная фильтрация для интервала пласта толщиной, равной 2Ят, получим

р 2 _ р 2 =    !атб in    Я

аоб.


(4.29)


/-'к    И т    111 "

2лkЯтN Ят + Яс Складывая два последних уравнения, имеем

рк2 _ рз2 = Ясфб,

где

асф = «1 + ао;

| ра


(4.30)


а


Я*


(4.31)


а


сф


nkh


сф nkN или с учетом 2Ят = h/N

| рат


1 1    h    N.

-in-+ — in---

пЯс    2NЯп    h Яс + h / 2N


1 -in«т + _Lin- R


пЯс    Яп    2Ят    Ят + Яс


Для режимов работы скважины при Q > бкр в интервале от Яп до Я0 фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону вида (4.7), который для рассматриваемого случая с учетом (4.27) будет

рдр = $    1ратб    рат ратбкрб' 1 + ратратб

2п ORckN 4п 4R2N2Яп / r 4п4RcOlNOr

-4 D^AT2*-2


dr


Интегрируя в пределах от Яп до Я0 и от рз до р0, получаем

р° _ рз2 = ^Q _ Ь1бКрб + b0Q2,

(4.32)


где

Я<Ь b = ь in «0; b = b $1 _ «п';

|рат inЯ0; b1 = Ьсф inЯ0; b n 2RckN    Яп    R


фт““; b0 = ьсфI1    ““I;

%    Я0!

р атра

b


(4.33)


сф    4    2    2

2n 4ir;n ояп

Для интервала пласта от Я0 до Ят, где фильтрация подчиняется закону Дарси, будет

р2 _ р2 = ^р^ in Я. = Q1Q.    (4.34)

п RckN Я0

Складывая уравнения, справедливые для интервалов от Яс до Я0 и от Я0 до Ят, имеем

р° _ рз2 = атб _ bQQ + b0Q2,    (4.35)

где

ат = а0 + а1.    (4.36)

Для интервала от Ят до Як фильтрация подчиняется уравнению (4.29). Складывая (4.29) и (4.35), получаем

р1    _ рз2 = асфб _ ЬбКрб    + b0Q2,    (4.37)

где асф = ат + а2,    коэффициент асф    соответствует формуле

(4.30) и Ь1 и Ь0 (4.33).

По аналогии с (4.13)

«0 = Яп -QQ-.    (4.38)

бкр

С учетом этого вместо (4.33) имеем

Ь = Ьсф inQq^    (4.39)

И

Ь0 = Ьсф $1 _ б'.    (4.40)

%    °кр(

Тогда уравнение (4.36) примет вид

Ар2 = асфб _ ЬсфббКр inQ + Ьсф&1 _ Qjo2    (4.41)

или

Ар2 = асфб _ ЬсфбКрб + Ьсфб$б _ бКр inQQ—).    (4.42)

Поделив левую и правую части уравнения (4.39), получим

Q = асф _ Ьсфбкр + Ьсф I Q _ бкр in Q I,

Q    %    бкр /

где асф соответствует асф в (4.30).

Приведенные выше формулы справедливы для дебита газа Q/N, т.е. при притоке газа к одному полутору, так как половина тора заменяет одно перфорационное отверстие. Для притока ко всей толщине для однородного пласта асф = aN

И Ьсф = bxN 2.

Тогда

Ар2 /Q = ах - Ь^Кр + Ьх&Q - Q^ ln-QQ-),    (4.43)

%    QK

где

№ат $    1    _    ln    h    +    N    ln    _    Rr

а,,    =


nRc    2NRп    n    Rt. + h / 2N

bx =—ВатРат—.    (4.44)

2n a1R.2n R

В координатах Ap2/Q и Q - Q ln в интервале Q > Qro

р Q

^кр

уравнение (4.43) является уравнением прямой с тангенсом угла наклона, равным Ьх. Таким образом, методика проведения и обработки результатов исследования скважин, несовершенных по характеру вскрытия, подобна изложенному выше методу для плоскорадиального притока к совершенным скважинам (см. рис. 4.4).

Приток газа к скважинам, гидродинамически несовершенным по характеру и степени вскрытия

При работе скважины, несовершенной по характеру и степени вскрытия, при Q < Q^ будет справедлив закон Дарси

Ap2/Q = ах.с,

где

ах.с =    ln ^ + C1 + C2.    (4.45)

Рассмотрим схему притока к скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия из моделирования притока и каждому перфорационному каналу, в виде половины тора

Рис. 4.7. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия, при замене перфорационного канала на половину поверхности тора с радиусами и.п и R

(рис. 4.7). Решение этой задачи подобно изложенным выше. Для таких скважин учитываем, что

2RT = hB/N.    (4.46)

Кроме того, как правило, RT << hc, и считаем, что нарушение линейного закона имеет место в призабойной зоне, не превышает значения Rт и без существенной ошибки ограни

чивается толщиной пласта hB будет подобно (4.26)

Тогда при Q < Q решение


Р1


(4.47)


a,


pз = aQ или Ap2/Q


где

N

+ — ln -


ИР а'


+ C1


a =


Rc + h, / 2N


nkN


-ln—

nRc    2^п


Для Q > Окр решение будет иметь вид, подобный изложенному выше. С учетом нарушения линейного закона между Rп и Rт в пределах от RIl до R0 решение будет согласно (4.9). В интервале от R0 до Rт имеет место закон Дарси в виде (4.34), а

в интервале от RT до RK — радиальная фильтрация притока газа к несовершенной скважине по степени вскрытия


ИРа1^


2 2 Рк - Рт


ln-


(4.48)


nkh    Rc + Rт

Складывая (4.48) и (4.35), получаем

Рк - Рз2 = К + aK)Q -    + boQ2


где для всего пласта


1 Rт ln — +


R


ИРа


К


ln


+ CJ,


aт + a,


к 2    2

п 2RcN к


R


nhk


п


bj и b0 находим по (4.33).

Заменяя R0 согласно (4.38) в величинах bj и b0 и Rт в соответствии с (4.46) и переходя в целом ко всей толщине пласта, будем иметь


Ар

Q


Q


Ц,с - Ь*0,р + bx I Q - Q1n


(4.49)


Qv


или


АР

Q


bxQкр + bxQ,


где


ИРат

пк


+ - I ln-S-

h %    Rc + h, / 2N


ln


+ C,


2NRr


nRcN


и величина bx соответствует bx в (4.44).

Методика обработки результатов исследований аналогична изложенной выше для совершенных скважин. При дебитах Q < Q^ обработку результатов исследований скважин производим согласно (4.44) в координатах Ap2/Q и Q получим горизонтальную прямую, параллельную оси Q, которая отсекает на оси ординат отрезок, равный ахс.

При дебитах Q > Q изложенные соображения приводят к необходимости принципиального изменения не только методики обработки результатов исследования, особенно газовых скважин, но и методики их проведения, состоящей в расширении диапазона исследований в целях получения точек


при исследовании двух режимов фильтрации как по закону Дарси, так и трехчленному закону. Это дает возможность не только более точно определять коэффициенты фильтрационного сопротивления, но и находить новый весьма важный параметр — величину критического дебита QK^ соответствующего критической скорости на забое скважины.

Нефтяные и водяные скважины работают и исследуются обычно в диапазоне q < дкр, но при высоких дебитах q > дкр.

Предлагаемая методика была проверена и подтверждена на многих скважинах Уренгойского, Карачаганакского, Астраханского, Шебелинского и других месторождений. Например, величина Q^ для скважин Уренгойского и Юбилейного месторождений находится в пределах 300—1200 тыс. м3/сут. По ряду скважин Карачаганакского месторождения 250 — 400 тыс. м3/сут и т. д. При этом целый ряд скважин работает согласно закону Дарси, например, скв. J 78J Уренгойского месторождения даже при дебитах до J200 тыс. м3/сут и др. Особенно последнее отмечается в настоящее время для Шебелинского месторождения.

По-новому встает задача интенсификации притока, состоящая в повышении значения критического дебита скважин.

Критический дебит Q^ соответствует максимальному энергосберегающему дебиту скважин, так как при Q^ потери давления Ар2 прямо пропорциональны Q, а при Q > Q потери давления растут более интенсивно за счет влияния члена с QKQ и Q2. Ниже рассмотрены различные приемы обработки результатов исследований скважин, исходя из двух режимов фильтрации для характерных случаев, встречаемых в промысловой практике.

4.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН БЕЗ ОСТАНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Если периоды восстановления забойного давления до пластового длительные или есть опасность разрыва колонны обсадных труб вследствие слишком высокого статического давления, исследования проводят без остановки скважины. Результаты исследования при дебитах Q < Q обрабаты-

Рис. 4.8. График для определения QKp и коэффициентов $ и b при неизвестном пластовом давлении:

1    — зависимость

Р 2 - Р 2

от Q; 2 — за-


22 Рз - Рзп


висимость


Q п - Qi QпQп - QiQi Qп - Qr


вают, не зная пластового давления, представив их графически в координатах (p2 - рз2Л)/(QI - Qt) от QIlQ, согласно формуле

22 рз, рзл _ a

Qi - Qr "    '

где i = J, 2, 3, 4,..., m; л — порядковый номер режима; m — общее число режимов.

Результаты испытания при Q < Q^, обработанные в этих координатах, располагаются в виде горизонтальной прямой 1 (рис. 4.8), параллельной оси QI — Q,. При работе скважины на режимах QQ^ результаты исследования соответственно обрабатывают в координатах ( p2 - p^)/(QI - Qt) и ( QIQI - QiQi)/(QI - Qi) (см. рис. 4.8, кривая 2).

pi - ^ _ a _ bQKD + b °л°л - Qi°i .    (4.50)

Qi - Qi    кр    Qi - Qi    '    '

Используя последний метод, можно, определив коэффициенты a, b, Qкр и рз и для данного дебита Q, вычислить пластовое давление по формуле

Рпл _ VРз + aQ

или

Рпл _ ^|p[+aО—lUQQ+bQQ.    (4.5J)

4.2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОБОДНОГО И АБСОЛЮТНО СВОБОДНОГО ДЕБИТА

Свободный дебит скважины, т.е. наибольшее количество газа, которое можно получить из скважины при давлении на устье, равном 0,J МПа, определяют методом итерации из формулы

рПл - 0, J0Je2S = (а - bQ^ + bQJQc + eQ^,    (4.52)

где

2 T 2    Q

e = 0,0J32A.Тр (e2S - J); QCB = QCB - QKр ln^

D5    Qкр

S = 0,34 J 5—;

T 7

ср ср

D — диаметр; L — глубина скважины; X — коэффициент гидравлического сопротивления; р — относительная плотность газа.

Абсолютно свободный дебит скважины, т.е. количество газа, которое можно получить из скважины, если принять давление на забое равным 0, J0 J 3 МПа, определяют при известных значениях рпл, b и Q^ — методом итераций по формуле

Рп2л - 0,J0J2 = (а - bQ^ + bQJQac.    (4.53)

где

Qac = Qac - Q^ ln Q^.

Qкр

4.2.4. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С ДЛИТЕЛЬНЫМ ПЕРИОДОМ СТАБИЛИЗАЦИИ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТА

Для скважин, вскрывших пласты с плохими коллекторскими свойствами, период стабилизации забойного давления и дебита длительный (иногда до месяца и более). Использование в таких случаях стандартной методики не позволяет получить искомые параметры. Поэтому в этом случае применяют изохронный метод или экспресс-метод исследования.

Методика проведения испытания по изохронному методу состоит в том, что при каждом режиме скважина эксплуатируется одно и то же время fr Ориентировочно его можно определить по формуле

„2

= 3    т    ,    (4.54)

Рпл k

где Кс — радиус скважины; рпл — пластовое давление; ^ — вязкость; k — проницаемость.

После закрытия скважины при переходе на другой режим выдерживают время, необходимое для установления первоначального статического давления. Обрабатывают полученную индикаторную кривую стандартным методом. Далее определяют истинные значения коэффициентов b и а. Последний характерен для времени стабилизации fr На одном из режимов скважину подключают к газопроводу до полной стабилизации забойного давления рзуст и дебита QyCT; установившееся значение коэффициента а определяют по формуле при Q < Q

а —пл - рз.уст)/ Qуcт

или при Q > Q^

а = (Рпл - Рз2.уст + Ь^т - Ь'ЗусЛуст') / Qc^    (4.55)

где

°уст = °уст - Qкр ln Q^.

Qкр

В ряде случаев при наличии соседних работающих скважин можно определить радиус дренажа Кпр данной скважины по формуле

кпр -    't56)

где К8 — среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Q — дебит исследуемой скважины; в данной формуле Q имеет значение рабочего дебита скажины; Q8 — суммарный дебит соседних скважин.

В этом случае, зная Кк, можно определить время стабилизации для данной скважины

R2

fCT - 0,34-^,

к

1    р k

где RK - — 2L,; к - пл — коэффициент пьезопроводности;

2    -т

Lt — расстояния до соседних скважин.

4.2.5. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С УЧЕТОМ РЕАЛЬНЫХ СВОЙСТВ ГАЗА

При высоких пластовых давлениях (более 12—14 МПа) и значительных депрессиях (рзпл < 0,9) следует учитывать изменение и и z. Для этого можно использовать уравнение притока вида

Рпл - Рз - aQ    (4.58)

-z с

при Q < QKр. Когда Q < QKр

Рпл Рз - r,Q - ь Qкр Q + b Q $ Q Q^ ln Q ^ '


7    _2

aQ - b Q + b -^[Q - QKр ln^- j,    (4.59)

-ср    ср %

где

- /-i;    -ср -    (-‘пл +    -*з)/2; а - Рат-Тл1п R

2    4    4п h 2l(293)2Rc

*    *    'j    _

-пл и    -з    — приведенная вязкость    при    пластовой    температуре

и соответственно при пластовом и забойном давлениях; -1 — вязкость газа при давлении 0,1 МПа и пластовой темературе Гпл; - — вязкость газа при давлении р и температуре Гпл.

Формулы (4.58) и (4.59) можно использовать для определения Q^ и коэффициентов а и b, представив их в виде при

Q < QK

«'кр

-zQ

*

-zQ    - ср    -    ср

где

Q - Q - Q^ in Q.

QKD

кр

4.2.6. ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОГО ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНОЙ КРИВОЙ

Начальное дополнительное сопротивление может быть вызвано целым рядом причин и в первую очередь наличием жидкости в пласте и на забое.

В результате правильно проведенных исследований скважины должна быть получена связь между р^л - рI и дебитом Q, выражающаяся формулами вида (4.6) и (4.16). При наличии начального дополнительного сопротивления получаемая зависимость отличается от этих зависимостей (4.6) и (4.16), представленных в виде двух прямых. Это вызывается также неточным определением пластовых и забойных давлений вследствие неполной стабилизации, наличия жидкости на забое и ошибок в определении коэффициентов сопротивления при движении газа от забоя до устья. Исследования в таких случаях необходимо повторить. Если это невозможно, или вторично получаются те же результаты, то можно использовать приближенные методы обработки результатов исследования.

Рассмотрим пример, когда в скважине имеется неизменное количество жидкости, уходящее в пласт при ее остановке.

Забойное давление, вычисленное по давлению на головке, оказалось меньше истинного на 5з, т.е. р' - рз - 5з.

Индикаторная кривая в этом случае имеет вид при Q < Q на рис. 4.9 и описывается уравнением вида

(4.62)

Рпл - Рз2 - а<° + C,

|_|_I_I_I-1-

0    200    400    600    800    1000    Q

Рис. 4.9. Зависимость Др2 от Q, полученная при исследовании скв. 1781 Уренгойского месторождения, при $ = 0,104, , = 0

X

_I_I_1_I_i_1_I_А_I_I_1_

О    200    400    600    800    1000    Q

Рис. 4.10. Зависимости Др2^ от Q (кривая 1) и (Др2- c)/Q от Q (прямая 2) по результатам исследования скв. 1781 Уренгойского месторождения при

$ = 0,1, , = 0, 0 = 21

Кривая отсекает на оси ординат отрезок с (см. рис. 4.9). Начальное дополнительное сопротивление с0 - 2рпл5 з - 52. Измерив на графике его значение, можно определить поправку на пусковую депрессию

По найденному значению 5з из формулы (4.63) определяем 53 и далее по формуле (4.62') находим с для каждого режима. Представив результаты исследований в координатах ( р1л - Рз2 - с)/ Q от Q, получим горизонтальную прямую, по которой определяем а (рис. 4.10, кривая 2). Если разница в значениях с для первой и последней точек невелика (10 %), можно принять с = с0 постоянным для всех точек.

При наличии жидкости также и в призабойной зоне пласта дополнительное начальное сопротивление будет складываться из двух величин. Тогда пусковую депрессию 5з можно оценить по количеству жидкости в скважине и с учетом сопротивления, вызванного влиянием капиллярных сил:

5з = Рж% + ф,    (4.64)

где рж — плотность жидкости (воды или конденсата); h — высота столба жидкости в стволе остановленной скважины, если бы жидкость не проникала в пласт при остановке; g — ускорение свободного падения; ф — дополнительный перепад давления, вызванный капиллярными силами на границе газ — вода в призабойной зоне пласта.

В первом приближении ф (в МПа) можно оценить следующим образом:

ф - 0,005/ ,    (4.65)

где к — проницаемость, мкм2.

Коэффициент с0 при измерении давлений глубинным манометром или вычислении забойных давлений по затрубному пространству равен коэффициенту ф, при этом ф = 5з. Величину с в формуле (4.62) назовем начальным фильтрационным сопротивлением (НФС).

Максимальную высоту столба жидкости h, способную оставаться в трубах в зависимости от дебита газа, приближенно определяют по формуле

h --L-,    (4.66)

+1

1,12 • 105 рБ 2

где L — глубина скважин; Q — дебит газа; Т — средняя температура в стволе; z — коэффициент сверхсжимаемости для р и Т; р — среднее абсолютное давление в стволе скважины; D — диаметр труб.

При работе скважины, когда Q > Q (рис. 4.11),

600

О 200    400    600    800    1000    Q

Рис. 4.11. Индикаторная кривая (зависимость Ар2 от Q) при наличии жидкости на забое скважины по результатам исследования скв. 1811 Уренгойского месторождения:

1 - при О S Окр; 2 - О > Окр

О /

_

XII

\

III

л

© IV

- \1

1 1

° к

.............^

- \

—'—•

V

-#-*т-—

\ X

- 2

1

®| Q^298 3 1

ll 1

1 1

100

300 500

са

I

1

Рис. 4.12. Результаты обработки исследования скв. 1811 Уренгойского месторождения при наличии жидкости на забое:

1, I - Ар2/О от О; 2, II - (Ар2- с)/О от О при О ^ Окр; 3, III - (Ар2- с)/О от О при О > Окр; 4, IV - (Ар2- с)/О от О при Окр = 298

Рпл - p2 = aQ - bQKpQ + bQQ + c.

Обрабатывая в координатах ( рПл - p'2 - c) / Q от Q , определяем значение b как тангенс угла наклона прямой к оси Q, в интервале дебитов Q > QKp т.е. формулу (4.67) приводим к ВИДУ (рис. 4.12)

(4.67)


Рпл Qp'2 = a - bQ^ + bQ.    (4.68)

Наличие жидкости на забое четко фиксируется глубинным акустическим прибором при проведении акустико-гидродинамических исследований.

При исследовании скважин на забое, в призабойной зоне которых отмечается присутствие жидкости и твердых частиц, может происходить очищение призабойной зоны в процессе испытаний. При этом критический дебит Q растет, а коэффициенты а и b уменьшаются, индикаторная кривая будет выпуклой к оси ординат. Для определения Q и коэффициентов а и b необходимо дополнительно провести испытание в обратном порядке, т.е. от больших дебитов к меньшим.

Если порода или жидкость скапливается на забое в процессе испытания и ее количество увеличивается с ростом дебитов, коэффициенты а и b также увеличиваются и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных а и b. Во время последующего выноса примесей с забоя при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут располагаться ниже, так как перепад давления для их значений будет меньше, чем в первоначальных опытах.

При определенных гидродинамических условиях газовые скважины с жидкостью на забое могут эксплуатироваться, когда одна часть жидкости выносится с забоя, а другая часть одновременно уходит в пласт при работе скважин, что в свою очередь может влиять на дальнейшее конусообразова-ние.

Если в пористой среде имеется жидкость, то при фильтрации газа коэффициенты а и b зависят от ее количества и будут переменными, а естественная акустическая интенсивность аэродинамического шума резко возрастает (на порядок)35 при проведении исследований по сравнению с потоком сухого газа. При совместном течении газа и жидкости фильтрация газа и жидкости может подчиняться различным законам.

При сопоставлении результатов исследований, проводимых в разное время на одной и той же скважине, индикаторные кривые не совпадают. Это, в частности, может быть вызвано изменением количества жидкости в пористой среде и на забое, при изменении параметров призабойной зоны по мере эксплуатации скважины.

Наблюдается общая тенденция перехода на завершающей стадии разработки к эксплуатации скважин по закону Дарси.

В случае притока газа к скважине, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов, уравнение притока соответствует формуле (4.6) в том случае, когда в каждом из пластов справедлив закон Дарси до минимального критического перепада давления Др^р1, соответствующего наступлению в одном из пластов критического дебита Q^. При этом суммарный критический дебит будет соответствовать сумме дебитов, соответствующих критическому дебиту в одном из пластов Q^ и дебитов меньше критических, в других пластах которым соответствует этот минимальный критический перепад давления ДР^г прё Q > Qk^ суммарная индикаторная кривая будет отражать условия, когда в одном из пластов фильтрация подчиняется трехчленному закону, а в других — закону Дарси. В последующем с ростом депрессий последовательно наступает Q^ в каждом из других пластов. Только после достижения Q^ в каждом из пластов во всех пластах будет отмечаться фильтрация согласно (4.16). Суммарная индикаторная кривая соответствует прямой до Q^ в одном из пластов и Др^р1, за исключением этого начального прямолинейного участка, которая подчиняется (4.6). Суммарная индикаторная кривая при дальнейшем увеличении дебита может не подчиняться формуле (4.16).

Для определения параметров каждого из пластов необходимо применять глубинные акустические приборы и дебито-метрию скважин, в результате которой наряду с суммарным определяется дебит газа из каждого пласта и фиксируется начало нарушения закона Дарси в каждом из пластов.

4.2.7. ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ И ДЕБИТОВ ГАЗА

При эксплуатации и исследовании скважин в процессе продувок газа, а также при эксплуатации скважин, не оборудованных газовыми счетчиками, встречаются затруднения с определением забойных давлений и дебитов газа по сравнению с обычным определением по измерителю расхода.

Рассмотрим методику приближенных расчетов забойных давлений и дебитов газа для случаев, наиболее часто встречаемых на практике, и в том числе при работе нескольких скважин в один шлейф, исследовании скважин в газопровод с одновременной подачей газа по затрубному пространству и НКТ и др. Для получения желаемой точности предварительно по каждой скважине необходимо определить истинные значения коэффициентов сопротивления X, включая значения местных сопротивлений установленного в скважине подземного оборудования (клапанов и др.). С этой целью скважину исследуют на разных режимах с применением глубинных приборов для построения зависимостей X от Re для каждой скважины с учетом жидкости на забое и в струе газа. В коэффициенты сопротивления при наличии местных сопротивлений вводятся поправки, которые предварительно находятся экспериментальным путем в промысловых условиях моделирующих работу скважин.

1. Когда имеются давления на головке и затрубном пространстве, оценка дебита газа при эксплуатации по НКТ может быть произведена по формуле

(4.69)

где язт — относится к затрубному пространству; sT — к фонтанным трубам. В этом случае забойное давление вычисляется по барометрической формуле.

Если скважина эксплуатируется по затрубному пространству, то в формуле (4.69) величина 0 берется соответственно

25

для затрубного пространства и р2e2s и р^e зт меняются ме-

стами.

2. При работе скважины совместно по НКТ и затрубному пространству, а также при известном суммарном дебите газа

О для определения забойного давления вначале находим дебит газа по затрубному пространству из формулы

(4.70)

1 - 0зг/0

зг

г


где О — суммарный дебит газа; Ог и Озт — дебит соответственно по фонтанным трубам и по затрубному пространству; 0г и 0зт — соответственно дебит по НКТ и затрубному пространству.

Дебит газа по НКТ Ог = О — Озт. По найденному дебиту Озт или Ог забойное давление

Когда рзт = рг, т.е. работает в один шлейф, формула (4.70) упрощается и имеет вид

(4.71)

О

Этот метод можно применять для определения забойного давления при исследовании скважин в газопровод, когда с целью получения более широкого диапазона измерения дебитов допускается одновременная эксплуатация по фонтанным трубам и затрубному пространству. При этом заметим, что забойное давление определяется по одному из дебитов Ог или Озт согласно формуле (4.75). Индикаторная кривая, характеризующая уравнение притока, определяется по суммарному дебиту.

3. При эксплуатации скважины по НКТ, если имеются результаты проведенных ранее исследований, забойное давление определяется по затрубному давлению по барометрической формуле. Дебит газа в пределах изменения О ^ Ок для данного рзт

О = (Рпл - Рз2тв2)

(4.72)


a

При разобщении затрубного пространства пакером дебит газа по известному давлению на головке рг 268

2    $    2    2    2s '

a + 40j p2 - p2e r l - a

% ПЛ    „    J

(4.7з)


Q


20

Исходя из (4.72) и (4.73) CTpoflTCfl KpHBrne Q от рзт и рг для интepвaлa дебитов Q < QKp. npn известном значении QKp методом HTepa4Hft находят дебит газа по фopмyлам

a - b j Qkp - Q - QKpln Q-


Р2 - Р2 еЪз' пл - зт


Q


’%


a - b j QKp - Q - QKpln Q-

%    QKf


pr2e2s„ - 0„Q2


Q


(4.74)


npn эксплуатации скважины как по НКТ, так и по за-тpyбнoмy пpoстpaнствy стpoятся соответствующие гpaфики Рг и Рзт от Q.

npn oднoвpeмeннoй эксплуатации скважины по НКТ и за-тpyбнoмy пpoстpaнствy дебит газа Q г может быть найден по рафику Q от pj, и Qзт — соответственно из рафика Q от p.,,.. Значение сyммapнoгo дебита oпpeдeляeтся как сyммa Q = = Q + Q^..

В пoслeдyющeм забойное давление oпpeдeляeтся по 6apo-мeтpичeскoй фopмyлe или по фopмyлe вида

aQ,

или

p3 = Q.


Q


b & QK


Q


(4.75)


Q*pln or J


Cлeдyeт отметить, что точность oпpeдeлeния дебитов и забойного давления по пpивeдeнным выше фopмyлaм бyдeт зависеть от того, насколько pUk, oпpeдeлeннoe по peзyльтaтaм пpeдыдyщиx исследований, сooтвeтствyeт данным условиям, пpи KoTOpbix осуществляется эксплуатация. Ошибка в oпpe-делении дебита будет увеличиваться по мepe снижения pпл за пepиoд исследования и снятия показаний давлений pT и pзт.

Для более точной оценки Q и p., в последние фopмyлы не

обходимо подставить пластовое давление, соответствующее вpeмeни oпpeдeлeния Q, кoтopoe может быть пpиближeннo

вычислено исходя из уравнения для удельных объемов дренажа данной скважины:

РП'л, = Р’пл, ( - ОЧ, / °з, ),

где Рпы — пластовое давление i-скважины к моменту определения дебита; р'л,- и Оз — соответственно пластовое давление и запасы газа на дату проведения исследования скважин;

ОЧ( — количество газа, добытое из скважин за период времени, в течение которого пластовое давление снизилось с р'л!-

по Рпл.

4.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Авторами были созданы методы исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, такие как обработка кривых восстановления давления после их остановки, кривых стабилизации после их пуска и данных их эксплуатации. Эти исследования широко применяются на практике, стали по существу хрестоматийными, вошли в многочисленные инструкции и руководства.

Теоретические и практические исследования выполнены как квазиоднородных пластов, так и пластов со слоистой и площадной неоднородностью и нашли применение при построении компьютерных моделей при проектировании разработки месторождений.

Комплекс исследований, предложенный авторами, при стационарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет осуществлять более глубокое зондирование, характеризовать не только призабойную зону, но и удаленные от нее участки пласта, включая неоднородность пласта.

С помощью газогидродинамических методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации можно определить проводимость, пьезопроводность, проницаемость пласта, пористость, неоднородность пласта и т.д.

Совместное использование результатов, полученных из кривых нарастания и кривых стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин, позволило оценивать изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин (очищение или засорение зоны и т. д.) при переходе от одного режима к другому при стационарных исследованиях.

Рассмотрим исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации, вначале исходя из энергосберегающих дебитов, что позволяет не выходить за пределы верхней границы закона Дарси, а затем и при Q > QKr

Обработка кривых нарастания забойного давления

Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

Р23 = а + pigt;    (4.76)

р = 0,зб6о^7плгплРат102

X = —

где при Qo < QK

2    2    oi    2 25x

а = Рзо + а о = Рзо + eig^—i

«с2.пр

при Q0 > QK

а = рзо + ао - ь(QKр - Qo);

Рз и Рзо — соответственно текущее и начальное забойное давления (до остановки скважины), МПа; t — время восстановления давления, с; Q,, — дебит скважины до остановки, м3/с; Рат — абсолютное атмосферное давление, МПа; х — коэффициент пьезопроводности, мз/с; m — пористость, доли единицы.

Приведенный радиус скважины

Яс.пр = Rce"С,

где с — коэффициент, характеризующий несовершенство скважин и скин-эффект.

Обрабатывая в координатах р2 от lgt кривую нарастания, определяют тангенс угла наклона прямолинейного участка, который равен в, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и

Рис. 4.13. Кривая нарастания забой- Рис. 4.14. КВД, построенная по фор-ного давления, обработанная в муле (4.29) для конечного пласта


координатах р2 от lgt

равный а (рис. 4.13). По полученным значениям а и в находят следующие параметры пласта: параметр проводимости

kh = 42, 0РатТплZ ;

(4.77)


!1    вТст    '

коэффициент пьезопроводности

Рзо


2,3-


в


(4.78)


Если время эксплуатации скважины до остановки значительное, то рекомендуется применять формулу

!g( - Рз2) = а i + рt-

(4.79)


где

(4.80)

(4.81)


а i = lgl, 11Р;

Pi = 2-51-Х-,

К


здесь RK - радиус контура питания, приближенно равный половине среднего расстояния до соседних скважин.

Для oпpeдeлeния aJ и в1 KpHB-^ наpастания oбpaбaтывaют в кoopдинaтax lg( pПл - p^) от t. Коэффициент aJ соответствует oтpeзкy, отсекаемому по оси opдинат, а в — тангенсу угла наклона к гopизoнтaльнoй оси вpeмeни t (pис. 4.14).

По коэффициенту а1 можно oпpeдeлить в и далее по фop-муле (4.77) пapaмeтp kh/^. По фopмyлe (4.81), зная коэффициент в1, находим пapaмeтp %/ R^= в1/2,51.

Зная Як и коэффициенты в и в1, пapaмeтp емкости

пласта

_5

mh = ?'7 10 ^пл* .    (4.82)

Рв1«кТст p^

По peзyльтaтaм исследований скважин пpи нестацио-нapныx peжимax фильтpaции aвтopaми пpeдлoжeнo oпpe-делять пpoизвeдeниe пopистoсти на толщину пласта mh, кoтopый является весьма важным пapaмeтpoм пpи пpoeкти-poвaнии paзpaбoтки для учета нeoднopoднoсти и подсчете запасов газа как объемным методом, так и по падению давления.

По существу, для тpeщинoвaтo-пopистыx кoллeктopoв этот метод является пpaктичeски единственным. Этот метод шиpoкo пpимeняeтся на пpaктикe.

npn известной эффективной толщине h аналогично oпpe-деляют и paспpeдeлeниe эффективной газонасыщенной пopи-стости.

Кpoмe того, по кpивым нapaстaния давления оцениваем площадную нeoднopoднoсть пласта.

Так, нaпpимep, в скважине пpи oбpaбoткe в кoopдинaтax p2 от lgt кpивыe нapaстaния давления дают два пpямoлинeй-ных участка с угловыми коэффициентами в‘ и в", в" > в‘ (pис. 4.15). Наличие двух пpямoлинeйныx участков указывает на то, что на oпpeдeлeннoм paсстoянии от этой скважины paспoлoжeнa зона ухудшенной пpoвoдимoсти пласта (или литологические и тектонические экpaны и т.п.). В этом случае пapaмeтpы oпpeдeляют, как и для обычной ^ивой нapaстa-ния давления, по пepвoмy начальному пpямoлинeйнoмy участку в. Чтобы найти пластовые давления, используют втopoй участок в", кoтopый oбpaбaтывaют так же, как и в случае одного участка. По вpeмeни, соответствующему точке пepeсe-чения двух пpямoлинeйныx участков tJ, и найденному значе-

300

400

О    1    2    3    4    5    6    \gt

Рис. 4.15. Форма кривой нарастания давления при наличии около скважины зоны ухудшенной проводимости


200


нию х определяют расстояние до зоны ухудшенной проводимости или экранов

Этот способ определения площадной неоднородности нашел широкое применение вначале на Шебелинском месторождении, в последующем на многих месторождениях Западной Сибири и в подземных хранилищах газа.

Как показали проведенные комплексные исследования с применением шумо-, термо- и дебитометрии, после закрытия скважины, вскрывающей единым фильтром пласты с послойной неоднородностью, восстановление давления одновременно сопровождается перетоком газа из одних горизонтов в другие.

Обработка кривых стабилизации давления

При пуске скважины забойное давление и дебит уменьшаются во времени, постепенно стабилизируясь до стационарных значений. Если изменение дебита находится в пределах Q < QK^ для определения параметров пласта кривую стабилизации обрабатывают по формуле

^) = а1 - рф,

где

= (р'л - р2)/Q(t);    ф = lg —; а =    ;    р    =    Р/cv

Q    Яс.пр

Значение общего добытого количества газа Qд определяют по графику Q(t), а за Q,, принимается Q(t) при экстраполяции этой зависимости от t = о.

По найденным графическим путем коэффициентам а и р устанавливают те же параметры, что и по кривым нарастания давления. Однако здесь уже можно учитывать изменение параметров призабойной зоны в процессе работы скважины. По соотношению между прямолинейным участком кривой нарастания и кривой стабилизации предложено оценивать изменение параметров призабойной зоны скважины.

Кроме того, сравнивая кривые стабилизации, полученные при разных режимах, по ним можно узнать о приобщении к эксплуатации новых продуктивных пропластков. При Q(t) >

> Q^

X = ^(t) - b(Q^ - Q).

Для этого строят кривую стабилизации в координатах X — lgQ^(t). По отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяем а и, как тангенс угла наклона прямой к оси lgQ^Q(t), находим р.

Для определения параметров пласта, если скважина работает при высоких дебитах, когда Q > QK^ кривую стабилизации давления обрабатывают по формуле

_ - Qa X = а - р.

Q (t)

Комплексное использование предложенных авторами методов исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации в комплексе с шумо-, термо-, дебитомет-рией и данных эксплуатации скважин позволило наиболее обоснованно строить компьютерные модели разработки неоднородных пластов, приближающихся по своим параметрам к реальным условиям.

4.4. АКУСТИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ МЕТОД (АГДМ) ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПОРИСТЫХ СРЕД

4.4.1. ВОЗМОЖНОСТИ И РАЗВИТИЕ АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Условия движения газа и жидкости в стволе скважины и пpизaбoйнoй зоне и пapaмeтpы пласта существенно влияют на технологический peжим их paGo^! и основные показатели paзpaбoтки мeстopoждeний, что в конечном итоге сказывается на газо- и конденсатоотдаче. Поэтому более точное oпpeдeлeниe peжимoв paбoты и пapaмeтpoв пласта и скважин, в том числе установление дебитов и пapaмeтpoв paбoтa-ющих интepвaлoв пласта, является актуальной пpoблeмoй. Это тpeбyeт paзpaбoтки и пpимeнeния новых методов исследования пластов и скважин и кoнтpoля за peжимaми их эксплуатации. В качестве наиболее пepспeктивныx является пpи-менение акустических методов.

Акустические методы могут быть пoдpaздeлeны на основанные на искусственном возбуждении импульсов yпpyгиx колебаний в жидкости и aкyстикo-гидpoдинaмичeскиe методы, состоящие в измepeнии и исследовании естественных уп-pyrax колебаний пpи движении флюидов. Наибольшее пpимe-нение находит акустический кapoтaж (звуковая и yльтpaзвy-ковая модификации), основанный на возбуждении импульсов yпpyгиx колебаний в жидкости, заполняющей скважину, и peгистpaции их после того, как они пpoшли чepeз слой жидкости и о^ужающие пopoды. Объемы его пpимeнeния сегодня исчисляются десятками миллионов мeтpoв в год. Акустический кapoтaж xapaктepизyeтся тем, что интенсивность излучаемого поля не пpeвышaeт 0,1 кВт/м2 [14].

Paссмoтpим условия акустического кapoтaжa в скважине, наполненной газом. Разновидностью этого нaпpaвлeния в скважинной акустике является технологическое пpимeнeниe мощного yльтpaзвyкa (более 1 кВт/м2), KoTOpoe в последние годы начинает находить пpимeнeниe в нефтяной пpoмышлeн-ности. Как метод акустического воздействия, он позволяет повысить пpитoк жидкости, увеличить paбoтaющиe толщины пласта, выpaвнять пpиeмистoсть, пpoизвeсти очистку от солей и пapaфинoв и т. п. Во ВНИИГазе Ю.П. Кopoтaeвым и В.И. Семиным этот метод был пpeдлoжeн в 1969 г. для дегазации конденсата (стабилизации) применительно к Вуктыльско-му месторождению.

Другим направлением акустических исследований являются акустико-гидродинамические исследования пластов и потоков флюида при движении газа на устье, в скважине и пласте (или так называемая шумометрия скважин). Таким образом, был создан акустико-гидродинамический метод, состоящий в измерении акустических характеристик или шумовых эффектов, возникающих в процессе турбулентного движения газа или жидкости в пласте и скважине. Впервые этот метод был предложен для измерения дебита аварийных фонтанов Ю.П. Коротаевым во ВНИИГазе в 1964 г., а в последующем был применен для определения интервалов притока, оценки параметров пласта и распространен на ультразвуковую область. Изучение естественных волновых процессов, возникающих при движении газа и газожидкостных смесей в пористых средах и скважинах, позволило создать новое направление в науке — газодинамическую газонефтепромысловую акустику, открывающую большие возможности и позволяющую на принципиально новой основе рассматривать и исследовать процессы добычи, исследования скважин и разработ-

- 1

ки месторождений36.

Принципиальным отличием акустико-гидродинамического метода исследования от акустического каротажа и волновых технологий большой акустической мощности является не только то, что в первом случае исследуются естественные, с широкой полосой спектров, а во втором создаются искусственные колебания, но и то, что интенсивность естественного акустического поля на порядок меньше, чем при искусственном воздействии. При этом интенсивность естественного акустического поля применительно к условиям работы скважин и призабойной зоны пласта значительно меньше, чем о,оо1 кВт/м37, уменьшаясь с ростом давлений. В связи с отсутствием в достаточном объеме соответствующей аппаратуры АГДМ имеет пока ограниченное применение. Длительное время исследования по указанным двум направлениям волновых технологий проводятся ВНИГРИ, ВНИИнефтью, ГАНГ им. И.М. Губкина, ВНИИГазом, ВНИИЯГТ и др. Однако на данном этапе требуется дальнейшее развитие основных закономерностей распространения акустических полей в пористых средах применительно к разработке газовых и газоконденсатных мeстopoждeний. Сложность пpoблeм тeopeтичeскoгo и пpaктичeскoгo xapaктepa обусловлена нелинейным воздействием yпpyгoгo поля с rep^TOn пopoдaми.

В линейной акустике пpинятo считать амплитуду yпpyгoй волны бесконечно малой. Волна конечной амплитуды является пpeдмeтoм изучения нелинейного aкycтикo-пpoмeжyтoчнo-го звена между линейной акустикой и тeopиeй yдapныx волн.

Существует два вида нелинейности взаимодействия волн со сpeдoй: нелинейность paспpoстpaнeния волн (искажение фop-мы синусоидальной волны, акустические потоки и т.д.) и нелинейность состояния cpeды (дегазация, кавитация, изменение кинетики кpиcтaллизaции, химические пpeвpaщeния и т.д.). Нелинейность pacпpocтpaнeния волн изучена cpaвни-тельно xopom:o, а нелинейность состояния cpeды изучена недостаточно.

Как показали пpoвeдeнныe исследования, АГДМ тpeбyeтcя по существу новый подход к тeopeтичecким основам paзpa-ботки мecтopoждeний и исследования скважин, учитывающий пpoцeccы нелинейного взаимодействия yпpyгoгo поля (возбуждаемого искусственно или естественного акустического поля) с гopными пopoдaми. Такое paccмoтpeниe, возможно, позволит найти новое пpaктичecкoe пpимeнeниe не только aкycтикo-гидpoдинaмичecким исследованиям скважин и мощного yльтpaзвyкa как метода интенсификации, но меняются основные показатели paзpaбoтки, такие, как число и pamo-ложение скважин, их paбoчиe дебиты (в том числе и обеспечение энepгocбepeгaющeгo дебита, а следовательно, и увеличение конденсатоотдачи и газоотдачи). Пpи pacпpocтpaнeнии в жидкости (или газе) мощного акустического поля в ней возникают нeпepиoдичecкиe течения — акустические течения. Пpичинa акустических течений заключается в поглощении cpeдoй энepгии импульса волны. Поскольку импульс волны должен coxpaнятьcя, то он пepeдaeтcя cpeдe, и она пpиxoдит в движение. Акустические течения обычно носят виxpeвoй xapaKrep. Они могут быть описаны системой обычных гид-poдинaмичecкиx ypaвнeний в поле внешних сил, создаваемых акустической волной [16].

Таким oбpaзoм, пpи фильтpaции газа и жидкости возникает пpи наличии акустических колебаний акустическое поле, KoTOpoe тем выше, чем больше дебит и дeпpeccия на пласт. Мощность акустического поля1 oпpeдeляeтcя пpoизвeдeниeм

QАр. Наличие акустического поля приводит к акустическому течению, которое начинает оказывать влияние и на фильтрационное течение. Так как акустическое течение носит вихревой характер, то оно будет способствовать ускорению начала нарушений закона Дарси. Таким образом, происходит взаимодействие этих двух течений. Скорость акустических течений пропорциональна коэффициенту поглощения звука. В связи с этим на практике в газовых скважинах чаще отмечается нарушение закона Дарси. С другой стороны, чем больше акустическое течение, тем больше отклонение от закона Дарси, и, возможно, оно практически определяется акустическим полем. Это утверждение нужно проверить экспериментально. В определенной мере доказательством того, что нарушение закона Дарси определяется акустическим воздействием, является трудность экспериментального получения линейного закона фильтрации на кернах, как было установлено А.П. Иванчуком, без применения специальных глушителей-фильтров при наличии турбулентного потока перед керном.

Во ВНИИГазе и ГАНГе им. И.М. Губкина под руководством Ю.П. Коротаева уже длительный период времени проводятся экспериментальные и теоретические исследования по созданию и совершенствованию нового АГДМ исследования скважин.

Сущность АГДМ состоит в комплексном использовании гидродинамических и естественных акустических характеристик (интенсивности и спектра частот) аэродинамического шума, возникающего при движении флюида в скважине и призабойной зоне пласта для определения параметров потока (дебитов) и пористой среды (проницаемости, пористости, макрошероховатости и др.). Исследования были начаты с создания АГДМ измерения дебита газовых и газоконденсатных скважин [1]. Этот метод и на сегодня является практически единственным при измерении дебитов аварийных горящих и негорящих фонтанов [1, 2]. Так, с помощью АГДМ были измерены дебиты аварийно-фонтанирующих скважин на целом ряде месторождений. М. А. Бабаловым с помощью АГДМ был определен дебит аварийного фонтана на месторождении Ур-та-Булак, равный 18 млн. м3/сут, ликвидация которого оказалась возможной только с помощью ядерного взрыва, осуществленного в пробуренной наклонной скважине. Дальнейшее развитие АГДМ получил после создания Ю.П. Коротаевым с М.А. Бабаловым глубинного акустического прибора — шу-момера, спускаемого на каротажном кабеле через лубрика-top в скважину; глубинный шyмoмep был вначале oпpoбoвaн на скважинах Щелковского и Калужского ПХГ, Шебелин-ском, Оpeнбypгcкoм, Уpeнгoйcкoм и дpyгиx мecтopoждeнияx. В настоящее вpeмя АГДМ m:npoKo пpимeняeтcя на Вуктыль-ском и Узеньском мecтopoждeнияx.

Дальнейшее paзвитиe АГДМ было нaпpaвлeнo на oпpeдeлe-ние paбoтaющиx интepвaлoв пласта и pacпpeдeлeниe дебитов между ними. Уже пepвыe исследования с помощью АГДМ показали его большие возможности по четкому выделению pa-ботающих интepвaлoв пласта и pacпpeдeлeнию дебитов газа между ними. Анализ исследований АГДМ ствола скважины позволил выявить пpoцeccы, пpoиcxoдящиe в стволе, в том числе условия бapбoтaжa и выноса жидкости, места пpитoкa жидкости из пласта; ^peraKa и утечки газа. Кpoмe того, имеется возможность отбивки каждой муфты в насосно-ком-пpeccopныx тpyбax и положения башмака каждой колонны обсадных тpyб. Количество газа из каждого пpoплacткa оп-peдeлялocь по пpoцeнтy площади акустического всплеска от общей площади.

Сегодня m:npoKoe пpимeнeниe находит АГДМ oпpeдeлeния paбoтaющиx интepвaлoв на кpyпнeйшиx мecтopoждeнияx и ПХГ [3, 4]. Анализ peзyльтaтoв пpимeнeния АГДМ по oпpeдe-лению paбoтaющиx интepвaлoв пласта показал, что, вo-пep-вых, они фикcиpyютcя с помощью АГДМ только после пpe-вышения кpитичecкoй cкopocти фильтpaции, coпpoвoждae-мого нapyшeниeм линейного закона Дapcи и возникновением акустического шума, и, вo-втopыx, как пpaвилo, paбoтaющиe интepвaлы составляют только небольшую часть вcкpытoй толщины пласта и пpeдcтaвляютcя в виде отдельных всплесков акустической интенсивности. Пepвoнaчaльнo акустически начинают пpoявлятьcя пpoплacтки, пpиy—оченные к Hm'epsa-лам, xapaктepизyющимcя наименьшим значением Kpm'mec-кого числа Рейнольдса.

С pocтoм дебитов по АГДМ увеличивается число paбoтaю-щих интepвaлoв, и уже cпeктpaльнaя xapaктepиcтикa пpeд-ставляется в виде сплошной ^ивой повышенной интенсивности шума всего paбoтaющeгo интepвaлa пласта. Пepвoнaчaль-но исследовался весь cпeктp частот. В последующем было установлено, что основная акустическая мощность пpи истечении газа из пopиcтoй cpeды относится к yльтpaзвyкoвoмy спектру частот, а истечение газа из пepфopaциoннoгo канала — к звуковому диапазону частот.

Ю.П. Кopoтaeвым, С.П. Cибиpeвым и дpyгими исследователями был создан глубинный акустический пpибop с двумя 280 отдельными акустическими датчиками для измерения звукового и ультразвукового диапазона частот. Такой подход позволил по интенсивности шума в звуковом диапазоне частот определять дебит газа из каждого перфорационного отверстия, а по характеристике шума в ультразвуковом диапазоне судить о параметрах пористой среды. Проводя АГДМ исследования на различных режимах работы скважин, имеется возможность судить об изменении дебита в каждом перфорационном отверстии или отдельных интервалах пласта.

В то же время с помощью АГДМ оценить работающие интервалы пласта возможно только в том случае, когда в последних создаются условия для возникновения аэродинамического шума при Q > QK^ т.е. при наличии вихревого потока на забое или в призабойной зоне скважины. При этом, как показал анализ проведенных исследований, условия и акустические характеристики являются различными для скважин с открытым забоем и при наличии перфорации. Если в первом случае относительно просто можно судить по АГДМ о параметрах пористой среды, то во втором случае необходимы разработка и создание специальной методики их определения путем выделения ультразвуковой составляющей.

Другим направлением было применение АГДМ для диагностики ствола скважин и в том числе для определения газона-сыщенности при движении газожидкостных смесей в стволе скважины.

В настоящее время эти исследования интенсивно развиваются в США. Р. Мак Кинли, Д. Робинсоном, Бауэром и другими исследователями проводились работы по определению дифференциальных дебитов из различных пропластков, а Миландом, Берри, Болдуином — по определению малой локализации утечек газа и жидкости (Энройт) и выделению интервалов поступления твердых частиц породы из пласта.

Оценка дебита газа из перфорационного отверстия экспериментально по шуму струи получена Р. Мак Кинли. Теоретически исходя из уравнения излучения звука в окружающую среду с учетом ряда упрощений получена зависимость звукового давления от расхода и плотности газа.

Определяется дебит акустическим способом вдоль ствола скважины и на устье, а также при межколонных перетоках газа.

Представляет интерес определение условий и интервалов разрушения призабойной зоны и расхода выносимых частиц породы методом АГДМ.

Пpи coyдapeнии частиц песка с пьeзoкepaмичecким датчиком на его выходе возникает импульс нaпpяжeния. Появилась возможность paccчитaть также дебиты, кoтopыe гapaнтиpyют износостойкость элементов oбopyдoвaния.

Пpи анализе акустических волновых пpoцeccoв, кpoмe аналитических методов, используется кибepнeтичecкий подход.

Е.Ф. Афанасьевым paccмoтpeнa гeнepaция звука в насыщенной флюидом пopиcтoй cpeдe. Из peшeния волнового ypaвнeния для динамики насыщенных пopиcтыx cpeд получено, что пpи лaминapнoм peжимe фильтpaции источники звука не пpoявляют себя. Таким oбpaзoм, звук aэpoдинaмичec-кого пpoиcxoждeния, гeнepиpyeмый насыщенной флюидом пopиcтoй cpeдoй, пpoиcxoдит только пpи виxpeвoм течении. АГДМ, может быть использован и для oпpeдeлeния допустимого выноса песка из скважины пpи эpoзии oбopyдoвaния.

Для oпpeдeлeния максимально допустимого дебита газа необходимо знать изменение выноса количества песка от дебита газа, что peaлизyeтcя методом АГДМ пpи пpoмыcлoвыx исследованиях, кoтopым пpeдшecтвyют стендовые испытания.

На основании тeopии усталостного paзpyшeния пpи эpo-зии Е.Ф. Афанасьевым и д—yгими исследователями [17] выведена фopмyлa для oпpeдeлeния глубины износа в зависимости от количества выносимого песка и дебита газа. Более точно износ oпpeдeляeтcя общим количеством песка, пpoшeдшeгo чepeз данный узел oбopyдoвaния.

АГДМ исследования скважин в б. СССР начал пpимeнять-ся значительно pamm^, чем в США [15].

Пpoвeдeнныe Ю.П. Кopoтaeвым, Ю.И. Бopoдиным и К.Л. Гpдзeлoвoй [6] и в США Бpитoм и Р. Мак Кинли [5] исследования АГДМ ствола скважины показали, что для эмульсионного течения xapaктepны частоты 300 — 700 Гц, для четоч-ного — 200 Гц. Пpи частотах свыше 1000 Гц двухфазный поток пpaктичecки не отличается от однофазного.

Пpимeнeниe АГДМ исследования скважин значительно pacшиpяeт возможности получения дополнительной инфop-мации о пapaмeтpax пластов и скважин [2, 7]. АГДМ послужил основой для coвepшeнcтвoвaния методики гидpoдинaми-ческих исследований скважин, более точного oпpeдeлeния коэффициента фильтpaциoннoгo coпpoтивлeния и обоснования и установления оптимального энepгocбepeгaющeгo peжимa их paбoты [8, 9]. Пpимeняя пpи АГДМ в глубинном акустическом пpибope, спускаемом в скважину, специальные акустические датчики по измepeнию количества песка, имеется возможность установить количество и интервалы его выноса. Такие исследования на скважинах были выполнены С.П. Си-биревым и др. Развитие этого направления позволяет установить оптимальный технологический режим эксплуатации скважин с заданной степенью надежности их работы.

По предложению Ю.П. Коротаева в ГАНГ им. И.М. Губкина разрабатывается информационно-управляющая система непрерывного контроля и управления технологическим режимом работы скважин, основанная на акустических датчиках, устанавливаемых на устье, с подачей по радиоканалу со скважины до УКПГ данных о дебите газа, давлении, температуре и количестве жидкости в газе и выносимого песка.

В качестве дальнейшего развития предложенной системы контроля состояния скважин предложено осуществлять контроль за межколонным давлением и также вибрацией на устье скважин. Предварительные экспериментальные исследования по этому вопросу на скважинах Карачаганакского месторождения выполнены К. Л. Грдзеловой и Л.Б. Габелко, которые были продолжены на Уренгое С.П. Сибиревым и А. Епифановым. Предполагаем, что это даст возможность судить не только о вибрации устьевого оборудования и фонтанных труб, но и деформации обсадных колонн при различных режимах эксплуатации скважин, а также других параметрах. Это позволит инструментально определять технологический режим с учетом ограничения на надежность работы скважин. При решении этого вопроса предполагается использовать результаты, полученные для контроля забойных параметров, используя ствол скважины как канал связи [1о, 11].

В настоящее время испытаны три модификации системы контроля технологического режима работы скважин: первая — с периодическим измерением показаний на скважине; вторая — с запоминанием измеряемых параметров в течение двух месяцев и третья — с передачей информации по заданной программе по радиоканалу на УКПГ. В качестве автономных источников питания применены, кроме батарей и аккумуляторов, солнечные батареи, термические генераторы и испытывались ветровые двигатели [8]. Измерение количества выносимого песка акустическим методом в комплексе с исследованиями абразивного износа оборудования дает возможность на совершенно новой основе устанавливать технологический режим работы скважин с заданной степенью надежности с учетом допустимого износа и вибрации оборудования. Акустический контроль количества жидкости позволяет моделировать всю систему, включающую призабойную зону пласта и ствол скважины, в целях выбора оптимальных условий для технологического режима работы газовой и газоконденсатной скважины с жидкостью в стволе и на забое, в том числе и при наличии начального дополнительного сопротивления.

В последнее время развитие АГДМ было связано с исследованием фильтрационных процессов и создания АГДМ исследования пористых сред и скважин. В этих исследованиях принимали участие К.Л. Грдзелова, А.А. Иванчук, А.Н. Дав-летшин, С.П. Сибирев, Ш.К. Гергедава, Д.М. Симченко, Д.И. Иванов, Г.М. Гукасян, Е.Ю. Красновидов и др.

4.2.2. АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОРИСТЫХ СРЕД

Акустико-гидродинамические исследования пористых сред проводились на специальной экспериментальной установке для искусственных и естественных кернов, в рабочую камеру которой на выходе газа из керна был вмонтирован микрофон. Разновидностью ее являлся монтаж акустического датчика вдоль боковой образующей керна при акустико-гидродинамических исследованиях фильтрации жидкости.

На первом этапе АГДМ исследования кернов проводились только при высоких дебитах. Был сделан вывод о том, что возникновение шума при фильтрации газа связано с нарушением линейного закона Дарси [12]. В то же время в тот период сделать вывод о наличии верхней границы применимости закона Дарси не было оснований. Потребовались дополнительные прецизионные исследования, охватывающие весь широкий диапазон фильтрации от закона Дарси до его нарушения. Сегодня является неоспоримым фактом, что, измеряя акустические характеристики шума при фильтрации газа, можно четко фиксировать переход от линейной к нелинейной фильтрации.

АГДМ позволяет на новой основе проводить исследования кернов, изучать фильтрационные процессы на микроуровне, устанавливать связь емкостных и фильтрационных параметров с интенсивностью и частотными характеристиками аэродинамического шума [7].

C помощью АГДМ имеется возможность инструментального раскрытия внутреннего механизма фильтрации при исследовании кернов. С этой целью проводились прецизионные исследования АГДМ кернов, результаты которых были в последующем подтверждены на скважинах по многим месторождениям страны.

Эти исследования, пpoвeдeнныe на значительном числе естественных и искусственных кepнoв, позволили экcпepимeн-тально установить, что пpи достижении oпpeдeлeннoй KpHra-ческой cкopocти возникает как на выходе из Kep^, так и в самой пopиcтoй cpeдe aэpoдинaмичecкий шум, вызванный тypбyлeнтными и инepциoнными пульсациями давления в по-pиcтoй cpeдe. Пpи этом aэpoдинaмичecкий шум наблюдается в шиpoкoй полосе частот, но основная мощность, как было установлено в последующем, пpиxoдитcя на ультразвуковой диапазон [13].

Результаты исследований показали, что пpи малых числах Рейнольдса cпpaвeдлив линейный закон филиации. В этом случае, ^оме фона, пpaктичecки отсутствует aэpoдинaмичec-кий шум. После достижения ^оттеской cкopocти (дебита) филиации (cpaзy или после нeкoтopoй зоны нecфopмиpo-вавшейся тypбyлeнтнocти) наблюдается отклонение от линейного закона филиации, что coпpoвoждaeтcя peзким повышением интенсивности aэpoдинaмичecкoгo шума. Пpи этом шиpинa и интенсивность cпeктpa частот с pocтoм cкopocтeй увеличиваются от отдельных всплесков до сплошного. В неод-нopoдныx кoллeктopax, имеющих paзличныe фильтpaциoн-ные пapaмeтpы по толщине пласта (площади Repm), нapyшe-ние линейного закона, а следовательно, и пopoгoвoe возбуждение гeнepaции шума пpoиcxoдят селективно, начиная с участков с высокой пpoницaeмocтью или, точнее, с большим значением k/l. В целях установления зависимости между не-oднopoднocтью кoллeктopoв и акустическими, гидpoдинaми-чески и тepмoдинaмичecкими xapaктepиcтикaми Л.Б. Габел-ко и М.Г. Tpeбиным совместно с coтpyдникaми НИХФИ им. Л.Я. Кapпoвa пpoвeдeны уникальные по исполнению специальные исследования, в кoтopыx нapядy с АГДМ исследования peгиcтpиpyeтcя pacпpeдeлeниe инфpaкpacнoгo излучения на тopцe кepнa с помощью специального тeлeвизopa. Пpeдвa-pитeльныe peзyльтaты показывают изменение xapaктepa теплового поля от peжимa к peжимy и в основном пoдтвepдили высказанные пpeдпoлoжeния о связи акустических всплесков с нeoднopoднocтью кepнoв.

Связь между акустической интенсивностью Рзв и мощностью pacceивaния энepгии QAP Е.Ф. Афанасьевым пpeдcтaвлe-на в виде

m2

Рзв    APQ = b. APQ,

где Рз, — интенсивность шума; Со — скорость звука; R — расстояние от источника шума до акустического прибора (микрофона); l — параметр макрошероховатости.

Так как звук проявляет себя после достижения Иекр, которому соответствует определенное (APQ)^, тогда предыдущее уравнение было модифицировано с учетом этого обстоятельства. При обработке результатов АГДМ исследований кернов в координатах Рзв и APQ получаем прямую, отсекающую на оси абсцисс отрезок, соответствующий критическому значению (QAP)^ с тангенсом угла наклона bA. Такая зависимость между Рзв и QAP имеет вид

bA

где

2

m

bA =-.

4лс^1

При значениях (QAP)^ > QAP фильтрация происходит по линейному закону и аэродинамический шум отсутствует, т.е. значения P.,, соответствуют окружающему фону и экспериментальные точки лежат на оси QAP.

При прохождении газа через пористую среду, сложенную из пор различного диаметра, для каждого диаметра пор имеется своя частота, а интенсивность звука на каждой частоте соответствует количеству пор данного диаметра. Как бы играет целый оркестр, состоящий из разных инструментов. Задачей измерительной аппаратуры является по акустическим характеристикам определить, какие диаметры пор и сколько их. Задачей является вместо средних значений проницаемости найти функцию ее распределения, зависящую от распределения пор по размерам.

В кернах наблюдается различие в частотах свыше 15 — 2о кГц и более. В связи с этим в глубинный шумомер вставляется преобразователь этих высоких частот.

Образование звука в пористых средах А.Н. Давлетшин объясняет механическими неоднородностями и изменениями скоростей и направления. Звук имеет максимум мощности в области частот Ю— 1 оо Гц. Потоком жидкости, движущимся по разрушенному цементному кольцу, излучается звук в диапазоне частот 1—2 Гц.

Определение дебита при аварийном фонтанировании. В условиях аварийного фонтанирования определение дебита скважины обычными методами невозможно. Ю.П. Коротае-вым предложен акустический способ определения дебита, основанный на взаимосвязи гидродинамических параметров струи газа с акустическими характеристиками звукового давления, создаваемого этой струей.

Для определения зависимости между дебитом струи газа и шумом, генерируемым при истечении струи в атмосферу, были проведены эксперименты. В результате обработки данных экспериментов получены зависимости I = I (О) для горящих и негорящих струй на различных расстояниях r от устья до точки измерения и при разных дебитах (рис. 4.16).

Формула, связывающая дебит фонтанирующей скважины со звуковым давлением, имеет вид

0,125 '


, (4.83)

где О — дебит фонтанирующей скважины, м3/сут; d — диаметр выходного устройства, м; r — расстояние от устья до

а

/, дБ 125

120

115

100

110

105

95

б

I ДБ

125

120

НО

115


г = 20 м •

40

60

'80

100


12345678    1    2    3    4    5    Q,    млн.    м3/сут

Рис. 4.16. Зависимость I от Q :

а — без горения; б — при горении

точки измерения, м; S0 — площадь; сечения струи, м2; I — звуковое давление, дБ; Тг — температура истекающего газа, К; Тв — температура воздуха во время измерения, К.

Предельная относительная погрешность при вычислении по этой формуле не превосходит 7 %.

Сверхкритические перепады давления в выходном сечении насадки. Формула, связывающая дебит струи со статическим давлением в выходном сечении насадки при критическом и сверхкритических перепадах давления, имеет вид

2,27 • 10-9^ Q.

(4.84)


d

После элементарных преобразований эта формула принимает вид

I = 7,65lnroQ + oQ + 11,7,    (4.85)

где

1

T 2, 88t


ю = 372

2 , 1,52 Г d

2


0,6— + 0 • 4 Тг

[170 + 0,59TBr


o = -7,22 • 10-4^

a

Безразмерная формула связывает звуковое давление I в точке измерения с дебитом фонтанирующей скважины Q при критических и сверхкритических перепадах давления.

При определении дебита аварийно-фонтанирующей скважины по звуковому давлению необходимо установить характер истечения: дозвуковой (статическое давление на срезе выходного устройства равно атмосферному) или звуковой (статическое давление на срезе > 10 МПа). Это необходимо сделать, поскольку в указанных двух областях действуют различные закономерности.

Безразмерное выражение

[170 + 0, 59Т, ]5


0,6— + 0,4 Тг


2

Тг Тв


8,18 • 10-1 —10

S,


2


связывает условия измерения (r, Гв) и условия истечения (d, T) с уровнем звукового давления I при истечении газа со звуковой скоростью, но при p = 1о МПа.

Горящие струи. В результате изучения звукового давления (шума) горящих струй были получены зависимости вида I = I (Q) (см. рис. 4.16, б). Для холодных струй (см. рис. 4.16, а)

I = I (Q). Сравнение уровня звукового давления I в какой-нибудь выбранной точке измерения показывает, что при одинаковых режимах истечения (Q = const, d = const) шум горящих струй всегда выше шума холодных струй. Путем обработки экспериментальных данных получена безразмерная формула, связывающая давление p на срезе выходного устройства с величинами I, r и d для случая горения газа при фонтанировании:

p _ 1 оо.Ш-17,6 Ратм

(4.87)


Подставив выражение для p в (4.84), получим

Q _ 4,4 • 1оаш-15'6 Ратм ?_.    (4.88)

Vrr d°'2

Здесь r, d — в м; Тг — в градусах; pг — в Па; Q — в млн. м3/сут.

Формула (4.88) основная для определения дебита фонтанирующей скважины при горении газа.

Определение параметров пластов и скважин по данным акустических исследований (шумометрия). Глубинные исследования скважин проводят с помощью глубинного шумомера.

Для исследования скважин АГДМ был разработан акустико-гидродинамический прибор — глубинный шумомер. На рис. 4.17 приведена схема взаимодействия турбулентной струи газа из перфорационного отверстия и призабойной зоны пласта с чувствительным элементом глубинного шумомера. Для глубинных шумомеров пригодны стандартные геофизические станции. В глубинном шумомере были установлены три датчика для получения информации в ультразвуковом и низкочастотных диапазонах. На рис. 4.18 приведена блок-схема скважинного шумомера с наземной измерительной панелью.

Находясь в стволе работающей скважины, чувствительный элемент шумомера реагирует на звуковое излучение, создаваемое потоком газа. Реакцией чувствительного элемента (пье-

Рис. 4.17. Схема взаимодействия турбулентной струи газа из перфорационного отверстия с чувствительным элементом глубинного прибора

зодатчика) является электрический сигнал, поступающий в электронный блок предварительного усиления и далее по кабелю на дневную поверхность. Области с наиболее развитой турбулентностью генерируют звук большей интенсивности. Такими областями в работающей скважине являются места сообщения скважины с пластом. Поэтому при прохождении глубинным шумомером газоотдающих интервалов сигналы, вырабатываемые чувствительным элементом, резко увеличиваются по амплитуде.

В качестве наземной панели используется измеритель шума и вибраций типа ИШВ-1 или вольтметр. При замере акустического шума можно снимать значения интенсивности в общей полосе частот, так называемую линейную интенсивность 1лин. Встроенные в прибор активные фильтры позволяют фиксировать интенсивность шума в диапазоне частот 31 —

Рис. 4.18. Блок-схема скважинного шумомера:

1 — фонарь датчика; 2 — пьезокерамический датчик; 3 — скважинный глубинный прибор; 4 — защитный металлический корпус; 5, 6 — шасси; 7 — кабельная головка; 8 — наземная измерительно-преобразовательная панель; 9 — корпус; 10 — штекерные вводы-выводы; 11, 12 — монтажные платы; 13, 14 — стрелочные приборы; 15 — блок коммутации

8000 Гц. Шумограмма записывается на фоторегистратор и магнитофонную ленту. Одновременно проводится прослушивание скважины с помощью магнитофона. Запись на магнитофонную ленту позволяет многократно воспроизводить ее, а также проводить анализ шумограмм, полученных при исследовании скважин, в лабораторных условиях. В результате каждого испытания скважины строится диаграмма с записью изменения интенсивности шума в диапазоне глубин, соответствующих местонахождению газоносного пласта.

Принимая площадь всех аномалий шума за единицу и вычисляя долю площади каждой аномалии от суммарной, можно оценить дебит скважины из каждого работающего пропласт-ка в соотношении, равном соотношению площадей аномалий.

Исследования скважин АГДМ проводились на Шебелин-ском, Оренбургском, Уренгойском и других месторождениях, а также на Щелковском и Калужском ПХГ. С помощью АГДМ определяли: газонасыщенность в стволе скважины; работающие интервалы пласта и распределение дебитов между ними; распределение дебитов между отдельными перфорационными отверстиями и характер их перераспределения в зависимости от режимов работы скважины; установление зон перетока газа в работающих и остановленных скважинах; межколонные перетоки газа, интервалы и количество выносимого песка, энергосберегающий дебит.

Результаты исследований скважин показали, что шумомет-рия позволяет в комплексе решать следующие задачи:

выявление интервалов притока газа в скважину и оценка дебита каждого работающего интервала;

определение характера притока — одно- или двухфазный; оценка коллекторских свойств газоотдающих интервалов; диагностика состояния ствола скважины.

Исследования показали, что шумометрия позволяет четко выделять места притока газа и жидкости не только в открытом стволе и зоне перфорации, но и в зоне продуктивного пласта, перекрытого насосно-компрессорными трубами (рис.

4.19). В левой части приводятся результаты оценочных расчетов притока из газоотдающих интервалов. Из рисунка видно, что наибольший приток приходится на интервал 1572—1598 м (~39,9 тыс. м3/сут) и 1668 — 1721,5 м (~56,6 тыс. м3/сут). Суммарный приток из зоны, перекрытой насосно-компрессорными трубами, примерно равен 138,6 тыс. м3/сут, что составляет ~70 % от общего дебита скважины. С увеличением деби-

Рис. 4.19. Газоотдающие интерва- Рис. 4.20. Шумограмма, полученная при лы в зоне, перекрытой насосно-    разных дебитах

компрессорными трубами в скв.

182 при Q„ = 200 тыс. м3/сут

та от 300 до 400 тыс. м3/сут наблюдается увеличение толщины и числа газоотдающих интервалов (рис. 4.20).

На рис. 4.21 показаны диаграммы интенсивности шума, возникающего в перфорационных отверстиях при росте дебитов газа от 416,2 до 1110,3 тыс. м3/сут. Они позволяют установить характер взаимодействия между перфорационными каналами, выявить наиболее продуктивные пропластки и найти распределение фильтрационных параметров неоднородного пласта по разрезу.

П42    1143    1144    1145    1146    1147    1Т,    м

Рис. 4.21. Диаграмма для определения АГДМ изменения дебита между перфорационными отверстиями при различных режимах работы скважины:

1—6 — номера перфорационных отверстий; Унч — интенсивность шума; 1г

глубина скважины

На скв. 9101 Уренгойского месторождения, по результатам интерпретации термограмм (ТМ) и расходометрии установлено, что работает весь интервал перфорации 1069,2—1112 м. Наиболее активно по данным термометрии газ поступает из

Рис. 4.22. Диаграмма для определения работающих интервалов по АГДМ в скв. 9101 Уренгойского месторождения

трех интервалов: I —    1090—1102, II —    1076—1078, III —

НКТ

Рис. 4.23. Диаграмма для определения перетока газа в остановленной скважине по АГДМ на скв. 9101 Уренгойского месторождения


1070-1072 м.

Эти же работающие интервалы четко выделяются по АГДМ (рис. 4.22). После остановки скважины на термограммах наблюдается малодебитный переток из пласта I в пласт II, связанный с разной выработанностью пластов. На диаграммах АГДМ (рис. 4.23) эти участки разреза скважины отмечаются повышенным шумом. Следовательно, анализ исследований АГДМ позволил выявить процессы, происходящие    в стволе остановленной скважины. Сравнение резуль

татов определения относительного дебита по данным расхо-дометрии и АГДМ приведено в табл. 4.1.

Но

мер

сква

жины

Режим работы скважины

Номер

работающих

интервалов

Относительный

дебит

по рас-ходомет-рии

по

АГДМ

1722

Скважина

работает

в

I (1202-1209)

0,18

0,17

шлейф

II (1180-1195)

0,82

0,83

Скважина

работает

на

I

0,40

0,33

ДИКТ dm =

15,5 мм

II

0,60

0,67

Скважина

работает

на

I

0,21

0,15

ДИКТ dm =

1 8,2 мм

II

0,79

0,85

Скважина

работает

на

I

0,12

0,11

ДИКТ dm =

22,4 мм

II

0,83

0,89

91 01

Скважина

работает

в

I (1090-1102)

0,70

0,83

шлейф

II (1076-1078)

0,20

0,11

III (1070-1072)

0,10

0,06

Скважина

работает

на

I

0,7

0,94

ДИКТ dm =

28 мм

II

0,2

0,03

III

0,1

0,03

Сравнение результатов выделения работающих интервалов АГДМ с дебитометрией и термометрией показано на рис. 4.24.

Исследования спектра шума одно- и двухфазных потоков проводились Маккинли в 1973 г. и Ю.И. Бородиным в 1976 г. Моделирование однофазного потока в опытах Маккинли осуществлялось дросселированием газа (воздуха в затрубном пространстве, заполненном мраморной крошкой, приемник звука помещался в трубе). При моделировании двухфазных потоков затрубное пространство заполнялось водой и газ дросселировал через воду. Для однофазного потока как газа, так и воды характерен тип спектра, показанный на рис. 4.25, с возрастанием амплитуды в области 1000-2000 Гц.

Моделирование двухфазного потока позволило по характеру спектра выделить три типа течения: 1) эмульсионное (образование цепочки пузырьков) с пиком спектра в интервале частоты 300-600 Гц; 2) слабое четочное течение, для которого амплитуда после 200 Гц уменьшается, но есть незначительные пики, соответствующие пикам первого режима; 3) сильное четочное течение, для которого максимальной является амплитуда в области частоты 200 Гц.

Все три типа двухфазного потока имеют характеристику, совершенно отличную от характеристики однофазного потока. А именно: двухфазные потоки имеют максимальный уровень шума в диапазоне 200-600 Гц, связанный с эмульсион-

Рис. 4.24. Выделение газоотдающих интервалов с помощью АГДМ (I), де-битомера (II) и термомера (III) по скв. 174 Шебелинского месторождения.

Дебит 840 тыс. м3/сут

Частота, Гц


Рис. 4.25. Спектры одно- и двухфазного потоков. Типы течения:

1 - сильное четочное; 2 - слабое четочное; 3, 4 - однофазный поток


ным или четочным течением. Однако при 1000 Гц наблюдаются особенности, типичные для однофазных потоков, т.е. для турбулентности свободной струи. При частоте f > 1000 Гц характеристика двухфазного потока практически не отличается от однофазного.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 4

1.    А.с. 179960. Коротаев Ю.П. Способ измерения дебита фонтанирующих газовых и газоконденсатных скважин.

2. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968. — 427 с.

3. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра, 1 975.

4. Коротаев Ю.П., Бабалов М.А. Акустический способ выделения работающих интервалов газоконденсатных пластов/Газовая промышленность. — 1970. - № 11.

5.    Mc. Kinley R.M., Bower E.M., Rumble R.C. The structure and interpretation of noise from frow behind cemented casing J.P.T., March, 1973, pp. 328-338.

6.    Коротаев Ю.П., Грдзелова К.Л. Исследование газовых скважин с помощью шумометрии. — М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1983.

7.    Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984. — 486 с.

8.    Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления/Газовая промышленность. —1988. — № 7. — С. 39 — 41.

9.    Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и критического дебита скважин/Газовая промышленностью. — 1989. — № 6.

10.    Коротаев Ю.П., Пальчик К.Б. Об информационном использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров//Реф. сб. РиЭГГКМ. — 1971. — № 12.

11.    Пальчик К.Б., Коротаев Ю.П. Об использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров.//Реф. сб. РиЭГГКМ. — 1982. — № 2.

12.    Коротаев Ю.П., Грдзелова К.Л., Козьмина Т.П. Исследование границ применимости линейного закона фильтрации Дарси акустическим спосо-бом//Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. — 1985. — Вып. 192.

13.    Коротаев Ю.П., Иванчук А.П., Ермолкин О.В., Сибирев С.П. Акустикогидродинамический метод исследования коллекторов нефти и газа/Газовая промышленность. — 1988. — № 8.

14. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1983.

15.    Бергман. Ультразвук. —М.: И.Л. — 1956.

16. Руденко В.В., Солуян С.И. Теоретические основы нелинейной акустики. — М.: Наука, 1975.

17. Афанасьев Е.Ф., Гриценко А.И., Требин Ф.А., Черепанов Г.П. Скорость абразивного износа газонефтепромыслового оборудования/Нефтяное хозяйство. — 1970.— № 3.

18. Коротаев Ю.П. и др. Добыча, подготовка и транспорт природного газа: Справ. руководство. — М.: Недра, 1984. — Т. 1. — 360 с.

РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ И СИСТЕМЫ ИХ РАЗРАБОТКИ

4.1. РЕЖИМ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи.

Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т.п.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, размеров и протяженности водонапорной системы; физических свойств газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления, в основном для газоконденсатных месторождений.

В практике эксплуатации газовых месторождений различают газовый и водонапорный режимы. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

При газовом режиме или режиме расширяющегося газа единственной силой, определяющей движение газа в пласте, является энергия давления газа. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки вследствие, например, своей запечатан-ности и, следовательно, малой активности пластовых вод.

Жесткий водонапорный режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды с такой интенсивностью, что в результате не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление. Жесткий водонапорный режим редко встречается на практике. Часто водонапорный режим проявляется не полностью, и его называют газоводонапорным, когда газ к забою скважины продвигается в результате как его расширения, так и действия напора воды. Причем количество внедряющейся воды в этом случае значительно меньше того, которое необходимо для полного восстановления давления. Главное условие продвижения воды в залежь — связь ее газовой части с водоносной и значительные размеры водоносной системы. Продвижение воды в реальных неоднородных залежах обычно приводит к избирательному продвижению воды и обводнению скважин, что снижает коэффициент газоотдачи, и зависит от неоднородности пласта, темпа отбора и технологического режима работы скважин, что следует учитывать при проектировании и расположении скважин по площади и глубине их вскрытия. Выделение газа из воды в процессе разработки месторождения может сказываться на режиме работы залежи.

Рассмотрим коэффициент защемления газа аост, равный отношению объема порового пространства, занятого газом в обводненной области, ко всему поровому пространству этой области:

аост _    (^в 0в)/^в,

где Q в — обводненный поровый объем залежи, т.е. объем, занятый газоводяной смесью, с учетом наличия защемленного газа водой; Q, — объем вторгшейся в залежь воды.

Контроль за продвижением в залежи воды и за обводнением скважин проводится различными способами, но в основном с помощью методов промысловой геофизики (методами радиометрии).

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь при падении давления в водоносной системе и связанном с этим расширении пластовой воды. Продвижение воды наблюдается на Уренгойском, Медвежьем, Оренбургском и других месторождениях. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются практически по газовому режиму, а затем начинается избирательное продвижение воды по наиболее проницаемым прослоям.

Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 — 50 % запасов газа. На практике встречаются также исключения, как правило, для небольших по размерам месторождений и при низких темпах отбора, когда водонапорный режим проявляется сразу после начала эксплуатации и разработка их проводится при высоком давлении в пласте в течение всего периода эксплуатации.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа, воздуха или воды создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.

На режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше- или нижележащих горизонтов, например, при перетоках газа.

До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима работы залежи. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения. Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса. Текущая масса газа в пласте равна начальной массе газа минус отобранная масса газа к моменту t:

aGтРт = ЯнРн - ОдРст¦

С учетом уравнения состояния реального газа

р = p/zRT

и учитывая, что

т = а Я н — а остЯ в'

имеем

Рт(аЯн _аостЯв) = РнаЯн _ Одрст    (4    1 )

Z т RT    Z н R^ Z ст R^T^ '    '    ' '

где рн, рт — пластовое средневзвешенное по объему порово-го пространства залежи абсолютное давление соответственно начальное и текущее; а — средний для залежи коэффициент газонасыщенности (отношение газонасыщенного объема к общему поровому объему залежи); аост — коэффициент ос-136 таточной газонасыщенности в обводненном объеме залежи (отношение защемленного объема газа к общему поровому объему обводненной зоны пласта при рт и Гпл); йн — начальный объем порового пространства, занятый газом; Q т — текущий газонасыщенный объем порового пространства; QB — объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления от рн до рт; Од — количество газа, добытое из залежи при снижении давления от рн до рт, приведенное к стандартным условиям (рст и Гст); рст — стандартное давление, равное 0,1013 МПа; гн, ^т, zCT — коэффициент сверхсжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (zCT = 1); Ян, Ят, Яст — газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Гн, Тт — температура в залежи соответственно начальная и текущая; Тст — стандартная температура, равная 293 К.

Можно считать, что при движении газа в пласте Тпл = = Тн = Т = const.

Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то Ян = = Яст = const.

Значение Я может изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений, а также при изменении состава за счет, например, выделения H2S из пластовой воды при снижении давления.

При газовом режиме в уравнении (4.1) Q, = 0 и Q н = = Q = const. После соответствующих преобразований будем иметь:

рт = рн - Од/ f,    (4.2)

где

,    293Йа    ,    ,    ,    ,

f = ^7^—; Рн = Рнн; рт = Ртт';

Р н, Рт — приведенные соответственно начальное и текущее средневзвешенные по Q давления в залежи.

Для газовой залежи, при эксплуатации которой отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость между падением пластового давления рТ и Од выражается формулой:

Р* = р*    а^н    а^н°д    (4    3)

где

,    293Я на

f =-н—.

Тпл 0,1013

Газовая залежь, эксплуатирующаяся при газовом режиме, характеризуется тем, что отношение количества газа Од, добытого за определенный промежуток времени, к падению приведенного давления в залежи (р‘н _ р*) за тот же промежуток времени согласно (4.2) есть величина постоянная:

f = Од /(Рн _ Рт) = const.    (4.4)

Если f в процессе эксплуатации увеличивается, режим залежи водонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. Аналогичным образом будут отмечаться деформация пласта, ввод новых скважин, их остановка и другие факторы. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение f со временем уменьшается.

Для многопластовых месторождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение (4.2) или (4.3), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекающего газа. Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения р*, т.е. зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи от суммарного отбора газа Од во времени (рис. 4.1). Влияние неучета z показано на рис. 2.2.

В первом приближении рн и рт в формуле (4.2) можно принимать как средние арифметические по всем скважинам, но правильнее использовать их средневзвешенные значения по объему порового пространства Я. При постоянных значениях пористости m и толщине h пласта рн и рт определяют по картам начальных и текущих равных давлений (картам изобар), приведенных к середине толщины продуктивного горизонта. При переменных m и h пластовое давление определяют по картам равных произведений пористости на толщину и давление (mhp) и произведения пористости на толщину (mh), названную Ю.П. Коротаевым коэффициентом емкости коллектора.

На значение f в реальных неоднородных пластах будет влиять то обстоятельство, что в начале разработки вступают в эксплуатацию в основном высокопроницаемые прослои и участки залежи. В последующем вступают менее проницае-

Рис. 4.1. Зависимость приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи от суммарного отбора газа 0д во времени

мые прослои, которым, как правило, кроме того, предстоит преодолеть дополнительный перепад давления, обусловленный капиллярными силами в связи с наличием жидкости (воды и конденсата) в газонасыщенных пластах. Этот дополнительный перепад давления назовем начальным фильтрационным сопротивлением.

0д, млрд. м


4.2. МОДЕЛИ ПЛАСТОВ

Модель пласта — это система количественных представлений

о его геолого-физических свойствах. Модель пласта следует отличать от расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пласта. Например, моделью пласта может быть слоисто-неоднородный пласт. В расчетной же схеме пласт при одной и той же его модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный пласт и т.д.

Модели пластов и процессов извлечения из них газа облечены в математическую форму, т.е. характеризуются определенными математическими соотношениями.

Главной задачей при разработке газовых месторождений является составление расчетной модели на основе отдельных представлений, полученных в результате геологогеофизического и гидродинамического изучения залежи. По данным геолого-геофизических и гидродинамических исследований, можно получить весьма пеструю картину месторождения. В расчетной модели ее следует упорядочить, выделив главные особенности моделируемых пластов и охарактеризовав их количественно.

Обычно все многообразие пластов-коллекторов углеводородов сводят к моделям пластов определенных типов, которые и будут далее рассмотрены.

Одна из основных особенностей газосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, газона-сыщенности и проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов углеводородов называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность коллекторов — наличие в них трещин, т.е. трещиноватость пластов. При разработке залежей эти особенности пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них углеводородов.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.

4.2.1. ДЕТЕРМИНИРОВАННЫЕ МОДЕЛИ

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на "фотографию" пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности компьютера. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на компьютере.

Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностностатистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки газовых залежей вероятностностатистических моделей пластов относятся следующие.

Модель однородного пласта

В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, осредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем из рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом за счет напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительно небольшой неоднородностью.

Модель слоистого пласта

Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью т, и проницаемостью к. При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах Am,- и проницаемостью в пределах Ak, составляют часть Ah, и т.д.

Разработка месторождений природных газов часто сопровождается проявлением водонапорного режима, в результате чего происходит обводнение эксплуатационных скважин. Основными причинами обводнения скважин являются слоистый характер строения продуктивного пласта, различие пропласт-ков по коллекторским свойствам и неравномерность дренирования отложений по площади, в особенности — по толщине.

Для установления динамики обводнения эксплуатационного фонда скважин требуется решать двух- или трехмерные задачи с подвижной границей раздела газ —вода. В настоящее время существуют различные подходы к решению двухмерных и трехмерных задач теории водонапорного режима.

Эффективность прогнозирования процесса обводнения скважин на базе двухмерных цифровых моделей зависит не только от количества и качества исходной геологопромысловой информации. В большей мере она определяется трудностью установления граничных условий, которые имеют место в эксплуатационных скважинах при разработке месторождений. Иначе говоря, характер дренирования продуктивного пласта по толщине зависит от целого ряда факторов, которые не всегда удается предвидеть и учесть в прогнозных газогидродинамических расчетах.

Поэтому часто процесс обводнения скважин на отдельных месторождениях воспринимается как случайный процесс. Предпосылками к этому являются следующие моменты. Во-первых, достаточно случайный характер распределения коллекторских свойств по площади и толщине пласта. Во-вторых, в определенной мере случайный характер расположения интервалов перфорации, забоев скважин по отношению к контурным водам в различных пропластках. В-третьих, случайность дренирования тех или иных интервалов продуктивного пласта в разных скважинах.

В связи с этим напрашивается идея вероятностностатистического подхода к проблеме обводнения залежи газа и соответственно эксплуатационных скважин. Такой подход широко применяется в теории проектирования разработки нефтяных месторождений [2].

Считая, что найденная функция распределения проницаемости справедлива для всего газонасыщенного объема залежи, строим слоистую модель системы газовая залежь — водоносный бассейн. Под слоисто-неоднородной моделью пласта понимаем пласт, состоящий из n пропластков с различными значениями проницаемости и пористости, а также толщины пропластков. Каждый из пропластков не взаимодействует с соседними, т.е. между ними отсутствуют перетоки воды и газа. Значения коэффициентов проницаемости и пористости по отдельным пропласткам подчиняются соответствующим функциям плотности их распределения. Толщины для i-го пропластка h, = h^a,-, где h^ — общая эффективная толщина продуктивного горизонта; a, = п/Побщ; П — количество определений проницаемости, принадлежащих i-му интервалу его замеренных значений; побщ — общее количество определений проницаемости для данного горизонта; число 142

выделяемых пропластков равняется числу интервалов разбиения значений проницаемости.

Для сопоставления и выявления характерных особенностей проявления водонапорного режима целесообразно рассмотреть следующие три модели системы газовая залежь — водоносный пласт.

Модель I. Рассматривается поступление воды в укрупненную скважину и ее влияние на изменение среднего давления в залежи, причем продуктивный горизонт характеризуется однородностью коллекторских свойств по площади и толщине. Значения проницаемости и пористости продуктивного пласта принимаются равными математическим ожиданиям из соответствующих статистических совокупностей значений параметров. При воспроизведении истории разработки в расчетах принимается фактическая зависимость Q* = Q*(t) изменения во времени отбора газа из залежи (в прогнозных расчетах эта зависимость предполагается известной). Газогидродинамические расчеты для модели I могут выполняться с использованием методики [4], основанной на решении задачи теории упругого режима фильтрации воды в укрупненную скважину при переменном во времени дебите.

Модель II. Рассматривается модель частично слоистого пласта, где в области газоносности пластовое давление принимается везде одинаковым и равным среднему давлению p в соответствующий момент времени. Это означает, что среднее давление в газоносной зоне каждого из пропластков одинаково pj(t) = p2(t) = ... = pn(t) = p(t). Продвижение воды по каждому из пропластков определяется его коллекторскими свойствами. Следовательно, уравнение материального баланса для модели II имеет следующий вид:

/5(f)    =    -—-(?нaQ н - p^QHt)ЬЦ.    (4.5)

aQн - Q,l(t) - Q,2(t) - ... - Q,n(t) fРат дЧ    Тст )    '    

Решение для модели II приведено в работе [5].

Модель III. В областях газо- и водоносности продуктивный горизонт представляется слоистым пластом. Поэтому pi1(t) * p2(t) * ... * p(t). Уравнение материального баланса для '-го пропластка представляется в виде следующего выражения:

p'(t) = Q Z{p,Q m f-— - pQ (t)ТИ ,    (4.6)

aQ rn - Q,, (0 f z н    Тст )

t

где aQ ш = anR^mihi; QД! (t) = J Q*(t )dt.

0

Воспроизводя историю разработки или выполняя прогнозные расчеты, наиболее вероятным представляется распределение отбора газа по пропласткам пропорционально значениям параметра проводимости. Поэтому в модели III принято допущение, что

(4.7)

Тогда для каждого пропластка задача продвижения воды оказывается замкнутой и расчет продвижения воды в каждый из пропластков осуществляется как в модели I, т.е. по методике [3].

Применительно к горизонту П-а месторождения Ачак выполнены газогидродинамические расчеты для указанных трех моделей системы газовая залежь — водоносный пласт.

Статистическая обработка кернового материала по залежам газа Ачакского месторождения показала, что плотность распределения коэффициента проницаемости описывается логарифмически — нормальным законом [3]. Например, для П-а горизонта месторождения Ачак функция плотности распределения проницаемости имеет следующий вид:

f (k) = — exp[-0,476(lnк - 3,9)2

(4.8)


k

где к — коэффициент проницаемости, отнесенный к 1 мкм2.

При рассмотрении слоистых моделей горизонт П-а подразделялся на 10 пропластков (п = 10). Фактическая история его разработки воспроизведена в течение десяти лет [4].

Слоистый характер строения пласта достаточно слабо сказался на общем количестве поступившей в залежь воды. Однако он существенно проявил себя на избирательном продвижении воды по отдельным пропласткам, причем в наибольшей мере в модели III пласта (хотя, как было указано выше, суммарное поступление воды в залежь здесь было незначительным).

Избирательность продвижения воды по отдельным пропласткам охарактеризовали безразмерной площадью обводнения ( ( S0, - Боб, / St), Бобв( — обводненная площадь i-го пропластка; S, — площадь газоносности i-го пропластка).

Размещение скважин на площади газоносности, интенсивность и темпы их обводнения в определенной мере могут

рассматриваться как случайные процессы (особенно в конечные годы разработки).

Модель трещиноватого пласта

Если коллектором газа являются трещины, разделяющие непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны 7*, разделенных щелями шириной b*. При этом реальный пласт может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины разной ширины.

Модель трещинно-пористого пласта

В реальном пласте, которому соответствует эта модель, газ содержится как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани 7*, разделенных трещинами со средней шириной b*. Фильтрация газа, насыщающего трещинно-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам. При этом вследствие значительной проницаемости трещин по сравнению с проницаемостью блоков любые изменения давления распространяются по трещинам быстрее, чем по блокам, в результате чего для разработки трещиннопористых пластов характерны перетоки флюидов из блоков в трещины и наоборот.

Все перечисленные модели (однородного, слоистого, трещиноватого и трещинно-пористого пластов) отнесены к вероятностно-статистическому классу. Если же реальный пласт действительно весьма однороден, соответствующую модель однородного пласта можно считать детерминированной. Однако в природе совершенно однородные пласты встречаются крайне редко.

4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА

Знание положения газоводяного контакта (ГВК) чрезвычайно важно при рассмотрении вопросов разработки газовых месторождений. От достоверности определения положения ГВК зависят точность подсчета запасов газа объемным методом и определение значения средневзвешенного давления в месторождении, а также определение направления продвижения контурных и подошвенных вод как по залежи в целом, так и к отдельным скважинам. Наиболее интересные исследования по изучению физической природы ГВК и созданию методов определения его положения проведены В.П. Савченко, Б.Б. Лапуком, Ю.П. Коротаевым и др.

Газоводяной контакт не представляет собой строго горизонтальной поверхности раздела газа и воды. Как установлено многими исследователями, газоводяной контакт физически представляет собой переходную зону толщиной в несколько метров. Характер переходной зоны определяется в основном капиллярными силами. Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота капиллярного поднятия воды; чем выше неоднородность переходной зоны по размерам, тем сложнее структура переходной зоны, и наоборот.

Как правило, положение газоводяного контакта бывает строго горизонтальным лишь в однородных пластах и при практическом отсутствии фильтрационного потока пластовых вод.

В неоднородных же пластах и при наличии фильтрационного потока вод газоводяной контакт бывает наклонным, причем наклон этого контакта может достигать больших значений в направлении движения контурных вод.

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливается при помощи геофизических методов исследования (электрический и радиоактивный каротаж). Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газоводяного контакта. Тогда его устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газоводяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газоводяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие не-герметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта большая толщина пласта и полу-146 чен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ —вода с достаточной точностью затруднительно, наибольший эффект в этом случае дает применение акустикогидродинамических исследований скважин.

Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал толщины пласта, включающий газоводяной контакт, а обычные геофизические методы не дали положительного эффекта, то для оценки положения газоводяного контакта можно предложить также следующие способы его определения в скважине до ее задавки глинистым раствором и работ по изоляции притока воды.

1. Проведение в зоне вскрытого интервала, включая газовую и водяную части пласта, поствольных измерений давлений при помощи дифференциальных манометров в работающей скважине с последующей оценкой контакта по точке перегиба кривой изменения давления по глубине, происходящего вследствие различных соотношений между газом и жидкостью.

2.    Проведение поствольного серийного отбора проб газа и воды в работающей скважине глубинными пробоотборниками в зоне вскрытого интервала. Анализ соотношения газа и воды в пробах, полученных с разных интервалов, позволит оценить положение газоводяного контакта, а именно, двигаясь сверху вниз, после прохождений контакта количество газа в пробах будет резко уменьшаться и соответствовать количеству растворенного газа в воде.

Для установления положения контакта достаточно построить зависимость изменения количества газа в пробоотборнике по глубине. Серийный отбор проб вместо единичных измерений необходим для того, чтобы исключить случайные отклонения, которые довольно часты при отборе двух фаз.

3.    Проведение термокаротажа последовательно в работающей и остановленной скважине через лубрикатор и сопоставление полученных термограмм. Аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, соответствующая понижению температуры, характеризует газоносную часть пласта, а повышение температуры соответствует водоносной части пласта.

В настоящее время газоводяной контакт по уровню жидкости в остановленной скважине не устанавливают, так как после ее возбуждения уровень жидкости в стволе обычно находится выше контакта газ —вода в пласте. Это может быть обусловлено как замедленной стабилизацией давлений вследствие низких коллекторских свойств пласта, влиянием капиллярных сил на границе газ-вода при наличии уровня воды в стволе скважины ниже кровли газоводяного пласта, так и пропусками газа в арматуре и соответствующей компенсацией за счет притока газа из пласта при наличии уровня выше кровли газоносного пласта. Аномально высокое положение контакта может объясняться плохой очисткой скважины и засорением призабойной зоны, вследствие чего затруднен уход жидкости в пласт при остановке скважины.

4.    По уровню жидкости в остановленной скважине, вскрывшей зону газоводяного контакта, последний можно оценить путем проведения перфорации под давлением в предварительно осушенной скважине с последовательным вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части. При этом уровень жидкости, соответствующий газоводяному контакту, отбивается, например, путем проведения поствольных измерений давлений глубинными приборами по точке перегиба кривой изменения давления по глубине или другими способами. Этот способ применим для наблюдения за изменением ГВК при разработке.

5.    Для оценки высоты газоводяного контакта, когда на месторождении, особенно с аномально высоким давлением, пробурена одна или несколько скважин, не дошедших до водяной части пласта, можно применить следующий метод при известном устьевом давлении ру и пластовом давлении на контакте газ-вода рк, равном гидростатическому (или отличающихся на известное значение).

Тогда давление на контакте газ-вода по газу и воде

0,03415pLK

pK = Pуe TcpZcp ;

pK = 0,0    g.

Приравнивая два этих уравнения, имеем

0,03415pLK

0,01pBLKg = pуe TcpZcp.    (4.9)

Откуда методом подбора находим значение LK, когда равенство (4.9) будет соблюдаться, это будет соответствовать высотному положению контакта газ-вода LK.

Вместо формулы (4.9) может быть предложена следующая. Раскладывая в ряд показательную функцию в правой части уравнения (4.9), имеем:

0,01pBLKg — py (1 + 0,03415    = py(i + ^LJ,

Tcp7cp /

r

PLk


где s1 = 0,03415

Tcpz cp

Преобразовывая последнее выражение и решая относительно LK, получаем

0,01 pBLKg = ру + PySjLK; Ру = LK(0,01pBg - PySj)

или окончательно имеем формулу для определения контакта газ-вода

L —у_

J_»K    .

0,01p,g - ру 0,03415    р

T 7

cp cp

Когда измерено пластовое давление Рз на глубине L, тогда для определения контакта газ-вода решаем следующее уравнение:

°,01рА g = Рзe    Tcp7 cp

методом подбора значения LK. Разлагая в ряд экспоненциальную функцию, имеем

0,01pBLKg = рз[1 + S1 (LK - L)].

Откуда

1 - s,L

L


К


0,01pBg    s

--S1

Рз

или

1 - 0,03415- pL

T 7

T _    cp^ cp

Lv

К

0,01 -p^ - 0,03415- p

рз    Tcp7 cp

где Гср    и 7ср    берутся    как средние между L и    LK    и    рз    и    рк.    По

следние величины соответственно пластовое давление на забое скважины и газоводяном контакте.

Данный метод можно применить для определения глубины заложения проектных разведочных скважин для вскрытия газоводяного контакта.

6. В.П. Савченко предложил метод установления газоводяного контакта без специального бурения скважин в зоне контакта газ —вода при наличии на месторождении двух и более скважин, отдельно вскрывших водяную и газовую части пласта, или одной скважины, в которой отдельно проведено испытание сначала водяной, а затем газовой части пласта (рис. 4.2).

Для газовой скважины А можем записать

Рк = РплА + О^РгАд.

Для водяной скважины Б можем записать

Рк = РплБ - 0,01Рв12д.

Кроме того, имеем следующее l = l1 + l2.

Решая совместно эти уравнения относительно l1, имеем

РплА + 0,01Ppl1g = РплБ - 0,01P,(l - Ш

или

0,01l,(pB - Рг) = РплА - РплБ + 0,01pBlg;

l = рд + !°0(p пл А - РплБ) ,    (4.10)

1    д(р, -рг)    '    '

где lj в м; рв и рг в г/см3; р в МПа.

Формула (4.10) справедлива, когда изменением величин рв и рг по глубине от точек рА и рБ до газоводяного контакта можно пренебречь и закон изменения давления в газовой и водяной частях залежи подчиняется уравнению прямой соответственно с угловыми коэффициентами, равными средним

Рис. 4.2. Схема газовой залежи с горизонтальным контактом газ - вода

значениям pB и рг. Погрешность в применении формулы (4.10) пренебрежимо мала, когда величины 11 и l—l1 небольшие.

Изменение давления в газовой и водяной частях пласта не соответствует уравнению прямой вследствие изменения давления, температуры, коэффициента сверхсжимаемости газа, состава газа и воды и количества растворенного газа в жидкости по глубине. Изменение указанных факторов по глубине при значительных 1 и 1—11 необходимо учитывать при определении газоводяного контакта.

Определив по данным экспериментальных исследований и соответствующих анализов характер и степень влияния указанных факторов на рг и рв, в каждом конкретном случае можно установить закономерность изменения давления в газовой и водяной частях пласта по глубине. Далее, зная давления рА и рБ и их изменения по глубине, положение газоводяного контакта можно найти графическим путем. Для этого строим график р(1), отмечаем точку, соответствующую рА, и от нее строим кривую, характеризующую закон изменения давлений в водяной части пласта. Точка пересечения этих кривых будет соответствовать газоводяному контакту в газовой залежи.

При постоянном составе газа закон распределения давления по глубине 11 будет соответствовать барометрической формуле, если принять для расчета среднее значение температуры. Тогда при постоянном составе жидкости, принимая для расчета среднее количество растворенного газа на глубине 1—11, газоводяной контакт можно определить следующим образом.

Давление у газоводяного контакта при известном давлении на забое водяной скважины Б определяется по формуле

рк = рб - 0,0112P,g.

Более точный расчетный метод определения контакта газ-вода по сравнению с формулой (4.10) состоит в совместном решении барометрической формулы с формулой гидростатического столба воды, а именно

0,03415 р11

p^a,e TcpZcp = PплБ - 0,01рв(1 - 1,)g.    (4.11)

Методика расчета 11 по формуле (4.11) состоит в следующем. Подставляя все известные величины и задаваясь 11 < 1, путем последовательных приближений находим такое значение 11, при котором равенство (4.11) будет соблюдаться. Это значение и будет отвечать истинному расстоянию по вертикали до контакта.

Разлагая в ряд левую часть и ограничиваясь первыми двумя членами, получаем

Рплд(1 + SiA) = Рплв - 0,01дрв(7 - 7,).

Откуда

1, = Рпл А + 0,01Р в 91 ~ рпл    (4.12)

0,01др, - 0,03415р РплА

которая практически совпадает с формулой (4.10), если в ней

273р,ррА    ,

выразить р через рв, а именно: р =-В А , где рв — плот-

рат z плТпл g

ность воздуха, равная 0,001293 г/м3, и рат = 0,1033 МПа.

Для определения наклона газоводяного контакта (рис. 4.3) находим пластовые давления рВ1 и рВ2, приведенные к горизонтальной плоскости I — I, и пересчитываем их на плоскость

II — II, на которой давление в скважинах В1 и В2

Рв1 — 0,01дрвД1 = Рв2 — 0,01дА1рг1 РВ1 рВ2 = 0,01д(рв рг1

или

А1 = 100(рв1 ~ рв2)    (4 13)

р в ~ р г

где А1 — разность высотного положения газоводяного контакта на протяжении участка газовой залежи между скважинами В1 и В2.

Более точный расчет наклона газоводяного контакта по сравнению с формулой (3.13) методом последовательных приближений по уравнению для наклонного контакта имеет вид:

pВ1 - 0,01рВА7 = pВ2,,    (4.14)

esl

где s1 = 0,03415—р—. Решается методом подбора величины

Тпл z пл

А1.

Разлагая eSlA1 в ряд по формуле (4.14) и ограничиваясь первыми двумя членами ряда, получаем

Pвl- a0^,^ = 1 ^;

1 + s1Al

(Pвl - 0,01gpвA1)(1 + S1A1) = pв2;

(100pвl - gPвAl)(1 + S1A1) = 100pв2;

100pm + 100рВ1s1A1 - gpвA1 - gpвs1A138 - 100pВ2 = 0;

gPвSlA12 + (gp, - 100pвlSl)A1 + 100(pв2 - рв1) = 0.

Решая относительно A1, имеем торождения. Некоторые из них можно применить и при разработке месторождения.

При разработке месторождения контролируют положение газоводяного контакта и его изменение во времени в скважинах, пробуренных до контакта газ-вода, и проводят анализ материалов эксплуатации скважин, в которых наблюдается появление пластовой воды, а также при помощи наблюдения за уровнями воды в законтурных скважинах.

Наблюдение за изменением положения газоводяного контакта в процессе разработки позволяет определить режим работы залежи и количество поступающей воды, что дает возможность обоснованно планировать расположение и выбирать конструкцию и глубину забоя проектных скважин. Образование языков и конусов подошвенной воды приводит к искривлению контакта, что надо учитывать при анализе материалов. Кроме того, следует различать пластовую воду и смесь технической и связанной воды, количество которой может достигать больших значений.

Для контроля за продвижением ГВК в процессе разработки месторождений широко применяют геофизические методы. С этой целью применяют специальные глухие скважины, которые располагают внутри куста эксплуатационных скважин.

В процессе разработки продвижение воды в залежь начинается с высокопроницаемых прослоев. Встречаемые глинистые линзы и низкопроницаемые разности замедляют продвижение ГВК.

4.4. ДЕФОРМАЦИИ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ГАЗ - ВОДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

Многие месторождения газа разрабатываются при проявлении водонапорного режима. При водонапорном режиме происходит эксплуатация подземных газохранилищ, созданных в водоносных пластах. Соответствующие фильтрационные задачи с подвижной границей раздела газ-вода можно подразделить на две группы.

Для первой группы характерно исследование влияния особенностей проявления водонапорного режима на показатели разработки газового месторождения. Методы решения задач первой группы позволяют учесть влияние поступления воды в залежь на технико-экономические показатели разработки и коэффициент газоотдачи пласта. При этом газовая залежь рассматривается как укрупненная скважина и исследуются двухмерные задачи с подвижной границей раздела газ-вода. Соответствующие постановки и методы решения задач теории водонапорного режима приведены в [4].

Вторая группа задач связана с исследованием влияния работы одной эксплуатационной скважины на характер движения границы раздела газ-вода. Здесь одной из первых М. Маскетом была сформулирована задача стационарного конусообразования [6]. Согласно теории М. Маскета, можно найти безводный дебит нефти, при котором образуется стационарный конус подошвенной воды. В дальнейшем задача М. Маскета рассматривалась многими авторами. В частности, были получены обобщения применительно к расчету безводного дебита газовой скважины [7].

Промысловые данные показывают, что теория стационарного конусообразования не позволяет достоверно устанавливать технологические режимы эксплуатации скважин при наличии подошвенной воды. В частности, наши проверки на фактическом промысловом материале месторождения Мат-цен-Бакфлисс показали приемлемые результаты на менее 50 % скважин.

На образование конусов оказывает большое влияние слоистая неоднородность пласта. Наличие непроницаемых или низкопроницаемых прослоев или линз затрудняет продвижение воды в виде конусов или их подъема возрастает. В связи с этим часто наблюдается продвижение воды по напластованию по наиболее проницаемым пропласткам. На поступление воды к забою скважины оказывает работа при форсированных дебитах при Q > Q из-за возникающих акустических колебаний, ускоряющих продвижение воды.

В работе [10] приводятся результаты численного интегрирования системы уравнений, описывающих нестационарную фильтрацию жидкости и газа в неоднородной по коллекторским свойствам пористой среде с учетом сил гравитации.

Исходная система уравнений в цилиндрических координатах записывается в виде [5]


д (kr дРг +    1 (kr дРг + д

I^~Pt—L I +-I^-Pt—L I + —

дг ) |1 г дг j г * |1 г дг , dz

где

r

Рг = Pг + gf pi.(pi')dz;

0

рв = рв - р,^;

рг, рв - давление на кровле газонасыщенного и на подошве водонасыщенного пластов соответственно; Рг, Рв - давление в тех же точках, приведенное к газоводяному контакту; рг, рв - плотность газа и воды в пластовых условиях соответственно; g - ускорение силы тяжести; kr, kz - проницаемость коллектора вдоль и поперек напластования соответственно; m - пористость; t - время; Ьв - переменная во времени толщина водоносной зоны пласта; ^г, ^в - коэффициенты динамической вязкости газа и воды соответственно.

Система уравнений (4.15) и (4.16) интегрируется при соответствующих начальных и граничных условиях. На границе раздела газа и воды должны выполняться условия

kz р = jkz_ дрв ;    (4    17)

г дп в дп

рг = рв.

При принятом условии о гидростатическом распределении давления в водоносной части пласта правая часть выражения (4.17) не определена. Поэтому скорость вторжения воды в газовую часть пласта определяется исходя из уравнения материального баланса.

Для приведенной формулировки задачи не требуется использования кинематического условия на подвижной границе раздела газ-вода.

Алгоритм решения задачи заключается в следующем:

1. При заданных граничных и начальных условиях по газонасыщенной части пласта на момент времени t в результате решения уравнения (4.15) методом прогонки определяется поле давлений на момент времени t + At.

2.    По найденным давлениям на контакте газ-вода из решения уравнения (4.16) находится положение границы раздела на момент времени t + At (Ьв = Лв(г)).

3. Для изменившейся газонасыщенной части пласта рассчитывается поле давлений в ней на момент времени t + 2At и т.д.

С применением описанного алгоритма были рассмотрены особенности движения подошвенной воды при эксплуатации 156 скважин Оренбургского месторождения. Считалось, что каждая скважина дренирует свой удельный объем пласта и через внешнюю границу выбранного удельного объема дренирования отсутствует приток и газа, и воды. Радиус удельного об ъ -ема дренирования 500 м, толщина газонасыщенной зоны 340 м, водонасыщенной — 400 м. Пласт дренируется несовершенной скважиной, у которой работающий интервал составляет 85 м и находится на расстоянии 204 м от кровли пласта и на расстоянии 51 м от начального положения ГВК. Пористость 0,11, начальное пластовое давление 20,0 МПа, плотность газа в пластовых условиях 0,21 г/см3, плотность воды 1,17 г/см3.

На рис. 4.4 приводятся зависимости ординаты Y вертикального подъема вершины конуса под скважиной для разных дебитов газа. При этом пласт однороден по коллекторским свойствам и проницаемость равна 0,02 мкм2. Кривая 1 соответствует дебиту скважины 0,7 млн. м3/сут. Вершина конуса достигает забоя скважины через 1530 сут. Кривая 2 соответствует дебиту 1,06 млн. м3/сут, скважина обводняется через 690 сут, кривая 3 соответствует дебиту 2,12 млн. м3/сут, скважина обводняется через 65 сут.

В использованной расчетной модели учитывалось также наличие под скважиной вертикальной системы трещин, п р о-ницаемость которой принималась равной 2 мкм2. Кривая 4

У> м

40

30


20


10

Рис. 4.4. Зависимость высоты подъема вершины конуса от времени при разных дебитах    0    40    80    120    t,    сут

соответствует случаю наличия такой системы трещин и значению дебита скважины 0,7 млн. м3/сут. При этих условиях скважина обводняется на одиннадцатые сутки ее работы.

В зависимости от параметров пласта и степени вскрытия эксплуатационной скважины ее обводнение может произойти за период от нескольких суток до нескольких месяцев (при наличии трещиноватости) и до нескольких лет в случае однородного по коллекторским свойствам пласта.

Для изучения возможности регулирования процесса обводнения скважин была исследована динамика оседания конуса подошвенной воды при остановке эксплуатационной скважины. Результаты расчетов представлены на рис. 4.5. Кривая 1 соответствует случаю, когда скважина работала с дебитом 2,12 млн. м3/сут до обводнения, а затем была остановлена. Те же расчеты проведены для скважины при дебите

0,7 млн. м3/сут (кривая 2). Только в этом случае под скважиной моделировалась трещина, проницаемость которой составила 0,06 мкм2, т.е. в три раза выше проницаемости пласта вдоль напластования.

Процесс оседания конуса является более интенсивным, чем процесс его формирования. Это объясняется тем, что при образовании конуса гравитационные силы препятствуют, а при оседании - способствуют движению границы раздела газ - вода.

Следующий пример в первом приближении соответствует модели месторождения Медвежье. Залежь пластовомассивного типа, повсеместно подстилается пластовой водой, имеет хорошие коллекторские свойства (высокие проницаемость, пьезопроводность, пористость и др.). Расчеты велись при радиусе удельного объема дренирования 1500 м, толщине водонапорного бассейна 500 м, начальном пластовом давлении

11,7 МПа, коэффициенте пористости 0,27, плотности газа

У У М

40


20

Рис. 4.5. Динамика кону-сообразования при пуске и остановке скважины


О 120    240    360    480    t,    сут

Рис. 4.6. Форма контакта газ - вода на момент обводнения скважины, q = = 1 млн. м3/сут:

1    — к =    0,6 мкм2; t =


= 1040 сут, Ар = 0,08 МПа;

2    — к = 0,3 мкм2; t = = 350 сут, Ар = 0,16 МПа;

3    — к = 0,1 мкм2; t = 10 сут,

Ар = 0,3 МПа

0,072 г/см3 и воды 1,17 г/см3. В расчетах учитывался общий подъем контакта газ - вода по месторождению за счет ее притока из водонапорной системы.

На рис. 4.6 приведены формы контакта газ - вода на момент подхода вершины конуса к забою скважины при различных значениях коэффициента проницаемости коллектора и постоянном дебите 1 млн. м3/сут. Газонасыщенная толщина была принята равной 70 м при степени вскрытия 0,7.

На рис. 4.7 показаны результаты расчетов при дебите

2 млн. м3/сут, газонасыщенной мощности 100 м и степени вскрытия 0,5.

Как следует из анализа полученных результатов, существенное влияние на скорость движения вершины конуса оказывают значения коэффициента проницаемости, дебита скважины, степени вскрытия и общей газонасыщенной толщины пласта.

Важными являются задачи закачки и отбора газа при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах.

Для теории и практики эксплуатации скважин заслуживают внимания задачи:

нестационарного движения подошвенной воды при отборе газа, прекращении отбора и закачки газа;

формирования газового "пузыря" при закачке газа в водоносный пласт, деформирования его при простоях скважины и отборе газа;


Рис. 4.7. Форма контакта газ - вода на момент обводнения скважины, q = = 2,0 млн. м3/сут:

1    — к =    0,6 мкм2; t =

= 2250 сут, А р = 0,2 МПа;

2    — к =    0,3 мкм2; t =

= 1130 сут, Ар = 0,34 МПа;

3    — к = 0,1 мкм2; t = 5 сут,

Ар = 0,74 МПа

эксплуатации нефтяных скважин при наличии газовой шапки.

В работе [9] приводится приближенная методика решения, пригодная для исследования перечисленных задач. Приближенность методики объясняется принятием принципа вертикального равновесия [10]. Согласно этому принципу распределение давлений в вертикальных сечениях считается гидростатическим.

Рассмотрен осесимметричный приток газа к совершенной скважине при наличии подошвенной воды. Тогда дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации газа запишется в виде:

JL f рг к iP] +1(рг к dpO    =    мл.    (4.18)

Рг, Р, — давление в срединных (по вертикали) точках газо- и водонасыщенных зонах пласта; Рг, Рв — приведенные к подошве пласта давления в тех же точках; hг, Кв — мощности газо- и водонасыщенных зон пласта являются искомыми функциями координаты    r и    времени    t,    т.е.    Кг    =    Кг(г,    t)    и

Кв = Кв(г, t); кг, кв — коэффициенты проницаемости для газа и воды; цг, цв — коэффициенты динамической вязкости газа и воды; h0 = const — суммарная мощность пласта; рг, рв — соответственно плотности газа и воды.

Считается, что каждая скважина дренирует свою зону пласта. Тогда на контуре пласта радиуса Як имеем условия непроницаемости ЗРг/дг = 0 и ЗРв/Зг = 0. На скважине радиуса Яс зададим постоянный во времени расход газа, т.е. 2лЛсkrhI,/^I,pI,/pатЭР/Эг = дг. В начальный момент времени пласт был в невозмущенном состоянии. Граница раздела газ — вода являлась горизонтальной, а давление — неизмененным вдоль координаты г. Забой скважины находился на уровне начального ГВК.

Сначала отбора газа начинается движение ГВК. Если в момент времени t граница газ — вода относительно начального положения поднялась на величину Ah вдоль забоя скважины, то дебит поступающей в скважину воды равняется дв = = 2лRCAhkв/^вдPв/дr.

В случае пренебрежения отбором воды имеем, что дв = 0. Приводимые ниже результаты некоторых расчетов соответствуют случаю, когда дв = 0.

Решение системы уравнений (4.18)-(4.19) при отмеченных краевых условиях позволяет находить положение границы раздела газ-вода (в результате определения искомой зависимости hг = hT(r, t)) и давления в разных точках пласта. Для решения сформулированной задачи с помощью цилиндрических сечений с шагом Ar пласт разбивается на конечные элементы. Внутри отдельных цилиндрических элементов граница ГВК считается горизонтальной, а приведенное давление -неизмененным по вертикали.

Уравнения (4.18), (4.19) приводятся к форме конечных балансовых уравнений для элементарных цилиндрических объемов. Эти уравнения при рв = const в результате соответствующих преобразований приводятся к виду уравнений параболического типа с распределенным в области интегрирования источником [9].

В результате уравнение (4.19), рассматриваемое относительно неизвестного hj^r, t), оказывается параболическим и его численное интегрирование, как и решение суммарного уравнения относительно PT(r, t), производится с использованием метода прогонки, решение осуществляется в два этапа. На первом этапе с учетом известных на предыдущем временном слое распределения hH = h11(r, t — At) и расходов воды в каждом элементарном цилиндре находится поле давлений, т.е. P г = Рг(г, t). На следующем этапе с использованием найденного решения Рг = Рг(г, t) и Рв = Рв(г, t) отыскивается зависимость hH = h11(r, t).

Для иллюстрации возможностей описанного алгоритма приведем некоторые результаты расчетов на компьютере.

Скважина эксплуатируется с постоянным во времени дебитом газа, равным 10 % от удельных запасов газа в год. С самого начала ее эксплуатации происходит деформация границы раздела газ-вода. Форма этой границы раздела и динамика ее изменения изображены на рис. 4.8.

Здесь у - высота подъема границы раздела от начального положения ГВК. Цифрой 1 помечена граница раздела через год эксплуатации скважины, цифрой 2 - через два года и т.д.

Пласт является замкнутым. Упругая энергия подстилающей воды незначительная. Деформация границы раздела газ - вода объясняется наличием фильтрационного течения газа и значительной упругой энергией сжатого газа. Вследствие фильтрации газа наименьшие давления имеют место вблизи скважины. Поэтому здесь наибольшая ордината подъема границы раздела газ-вода. На периферии газ выжимает воду в зоны пониженного давления. Поэтому у границы пласта происходит опускание контакта газ-вода. Это является следствием проявления упругих свойств газа.

У, м


200


О    100    200    300    400    500    R,    м

Рис. 4.8. Динамика границы раздела газ - вода при эксплуатации скважины


О 100    200    300    400    500    R,    м

Рис. 4.9. Положение границы раздела газ - вода при отборе газа и остановке

скважины

На рис. 4.9 приведены результаты расчетов применительно к циклической эксплуатации скважины. Цифрой 1 указана конфигурация границы раздела газ-вода на конец 2-го месяца (эксплуатация скважины с дебитом, равным 10 % от запасов в год), цифрой 2 - на конец 38-го месяца. Затем скважина была остановлена. Форма границы раздела на конец

2-го    месяца простоя отмечена цифрой 3, а на конец 26-го месяца - 4. После этого скважина вновь пущена в эксплуатацию. Новая форма границы раздела газ-вода по истечении двух месяцев отбора газа характеризуется цифрой 5.

Для той же скважины смоделирована динамика во времени процесса: отбор газа - простой - закачка газа. Результаты соответствующих расчетов иллюстрируются на рис. 4.10. Цифра 1 относится к 5-му году эксплуатации скважины. После пяти лет скважина остановлена, и форма границы раздела на конец 1-го года простоя скважины отмечена цифрой 2. Затем начата закачка газа с расходом, равным дебиту отбора газа. Соответствующие формы контакта газ-вода на конец 1-го и

3-го    годов закачки газа характеризуются соответственно цифрами 3 и 4. Видно (см. рис. 4.10), что если при отборе газа ГВК у границы пласта опускается, то при закачке газа здесь происходит подъем ГВК.

Рис. 4.10. Перемещения ГВК процессе отбора газа -простоя скважины - закачки газа


Рис. 4.11 Динамика движения ГВК при закачке газа в водоносный пласт с последующим отбором газа


Применительно к эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах представляют интерес результаты решения следующей задачи.

Через скважину начинается закачка газа. На конец 1-го месяца закачки граница раздела газ — вода характеризуется цифрой 1, на конец периода закачки (4-го месяца) — цифрой

2 (рис. 4.11). Простой скважины длится 2 месяца, и соответствующая форма ГВК на конец этого периода отмечена цифрой 3. Период отбора продолжается 4 месяца. Конфигурация ГВК к концу периода отбора характеризуется цифрой 4. Период простоя в 2 месяца приводит к форме границы раздела газ — вода, соответствующей цифре 5.

4.5. ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей (рис. 4.12).

Период нарастающей добычи газа характеризуется разбу-риванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.

С точки зрения технологии добычи газа выделяются периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.

С точки зрения подготовленности месторождения к разработке и степени его истощения различают периоды: опыт-

H

О

§ s ¦fc *5


n=const

N. Au(t)

" N=const^^\^

N(t) к/Р«)

N(tKA

Период fнарастающей

Период постоянной ^ добычи ^

Период падающей

^ добычи ^

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

* добычи 1 1 1 1 1

0

6    8    10    12    14    16    18    t,    годы

Рис. 4.12. Изменение во времени прогнозных показателей разработки месторождения при газовом режиме


но-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период его доразработки на завершающей стадии добычи газа.

При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его до-разведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов может быть различной и не превышает, как правило, трех-четырех лет.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.

В случае применения сайклинг-процесса (закачки в пласт


b 30 26 22 -18 -14 -10 - 6 - 2


-150

-130

110

90

70

-    50

-    30 10


-1500

-1300

-1100


Ol

25.0

20.0

15.0

10.0 5,0

0


сухого газа, добытого из этой же залежи, в целях поддержания пластового давления на уровне давления начала конденсации) следует выделять период консервации запасов газа, в процессе которого основным добываемым продуктом является конденсат.

4.6. УРОВНИ И ТЕМПЫ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ

Главной задачей проектирования разработки месторождений является определение количества газа, которое может быть получено из залежи в целом (Q^6(t)) и единицу времени (обычно за год (N(t)) [(см. формулу (6.1)]. Все остальные показатели разработки, по сути дела, будут производными от этой величины. Исходя из американской практики, отбор газа из залежи не превышает 5 % от начальных запасов газа. Для большинства наших месторождений он также не превышает этого значения. В то же время серьезное обоснование этого значения отсутствует. Как показывает практика, превышение этого значения за счет форсированных дебитов приводит к негативным последствиям, таким как снижение коэффициента газоотдачи.

При прогнозных расчетах обоснования выбора темпов и уровней добычи газа с каждого месторождения для газоносной провинции осуществляется их оптимизация между месторождениями, входящими в данную провинцию, с учетом неравномерности потребления газа в течение года. В эту задачу входит также повышение эффективности разведки и перевода прогнозных ресурсов в запасы промышленных категорий по открытым и неоткрытым месторождениям провинции. Для выбора объемов добычи газа из провинции в целом рассматривается их распределение между регионами. Долгие годы считалось необходимым учитывать и весь топливно-энергетический баланс страны, включая другие энергоисточники (нефть, уголь, атомную энергию и др.), что представляло чрезвычайно сложную задачу, пригодную лишь для приближенных общих оценок, а не для конкретных уровней отбора газа с месторождений.

По нашему мнению, с учетом огромных ресурсов природного газа в России задача может быть упрощена, если считать, что основным и наиболее выгодным ресурсом сегодня и в обозримом будущем будет природный газ, который может заменять другие энергоресурсы.

По темпам отбора газа из залежей имеются различные точки зрения. Одни исследователи считают, что существуют ограничения, связанные с характеристикой залежи, другие придерживаются иного подхода — в частности, он должен определяться исходя из общих принципов потребления газа и не зависит от характеристики залежи.

Общие принципы добычи газа из залежей, сформулированные И.Н. Стрижовым [11], М. Маскетом [6] и Д. Катцем [12], сводятся к тому, что темп отбора газа из залежи не должен превышать производительности продуктивного пласта, а дебиты отдельных скважин "не должны быть слишком велики". При конкретном проектировании разработки месторождений пользоваться такой неопределенной формулировкой затруднительно: не ясно, что понимается под производительностью продуктивного пласта. Темп отбора — в большей мере категория технико-экономическая, на которую влияют многие факторы (наличие инвестиций, потребителей, буровых станков, мощностей строительных организаций, необходимость и лаг доразведки месторождений и обустройства промысла, характеристики транспортной системы и т.п.), включая экологические последствия. В то же время от темпа отбора зависят коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.

При проектировании разработки неоднородных месторождений весь пласт условно подразделяют на проницаемый коллектор и плотную матрицу, газ в которой считается неиз-влекаемым. Низкопроницаемые зоны пласта могут существенно влиять на процесс истощения пласта и формирование его конечной газоотдачи [13].

Примером является Нибельское газовое месторождение. Его пласт, наряду с хорошо проницаемым песчаником, включает пропластки алевролитистых и других малопроницаемых пород, непроницаемых в общепринятом смысле. При разработке данного месторождения темп снижения давления в коллекторе сильно отставал от ожидаемого. Уровень ГВК при этом на протяжении всего периода истощения практически не изменялся, и газонасыщенный объем пласта оставался постоянным. На основе статистических и экспериментальных данных было доказано наличие подтока газа из малопроницаемых пород.

Аналогичные эффекты наблюдались на Шебелинском газоконденсатном месторождении. При оценке запасов были исключены слабопроницаемые ангидриды. Однако переток газа из ангидридов в хорошо проницаемый нижележащий пласт оказался весьма существенным и конечная газоотдача значительно превысила первоначально оцененные запасы.

По той же причине газоотдача многих месторождений Саратовской области превысила 100 %.

В работе [14] предлагаются конструктивные модели явления, количественные методы оценки извлекаемых запасов и стратегии регулирования конечной газоотдачи неоднородных пластов.

Различают два основных вида неоднородности: блочную и слоистую (рис. 4.13). Во всех случаях будем называть связанную высокопроницаемую среду коллектором (II), а низкопроницаемые участки — блоками (I). Под блоками понимают прежде всего те низкопроницаемые зоны, запасы газа из которых считаются практически неизвлекаемыми.

Чем больше различие проницаемостей сред I и II, тем более независимо они себя ведут. Параметр ш = kl/k11 является критерием степени неоднородности среды, где к — проницаемость. При ш = 1 среда однородна, при ш = 0 из блоков ничего не вытекает.

У блоков отсутствует непосредственная связь с добывающей системой, и они отдают газ только через коллектор, так как скважины бурятся в коллекторе или перфорируются на пласты-коллекторы.

При большой разнице проницаемостей процесс истощения блоков отстает от процесса в коллекторе. Характерное время запаздывания Г, очевидно, тем больше, чем выше степень неоднородности, т.е. чем меньше ш. В силу этого для характеристики неоднородности вместо ш М.Б. Панфилов вводит время t* [14].

Уравнения баланса массы газа для зон I и II (см. рис. 4.13) имеют вид: M\t) = Мю - Mq(t); M"(t) = M110 - Mex(t) + + Mq(t), где Mex(t) — добытая масса газа за время t; Mq(t)

Рис. 4.13. Схемы неоднородных залежей: блочная (Ф) и слоистая (¦) неоднородности

масса газа, перетекшего из блоков в коллектор за время t; индекс "0" означает начальное состояние. Сложим их и приведем к безразмерному виду, учитывая, что объемы сред I и

II остаются во времени неизменными:

у11 + Ху1 = 1 + X — п,    (4.20)

где у1 = p'(t)/p0; у11 = pn(t)/p°, X = М10П0 — отношение запасов газа в блоках и коллекторе; п = Mel/Mm — газоотда-ча, отнесенная только к запасам в коллекторе.

Изменение давления в блоках р1 зависит от давления в коллекторе р11 и от скорости изменения последнего. Если скорость изменения р11 велика, то вследствие запаздывания р1 сильно отличается от р11. Если же скорость изменения р11 очень мала, то давление в блоках успевает сравняться с давлением в коллекторе. Аналогичные свойства отмечаются и для плотностей. Скорость изменения плотности в коллекторе

' Эр11 *

характеризуется производной dpn/dt. Тогда р1 = f р11, -2-

dt

Принят простейший вариант функции f — линейный:

dpii

р1 = ар11 +    ,    а, в = const. Константы а, в легко опреде-

dt

ляются из вышеописанных свойств процесса запаздывания. Тогда

д ii

р^) = рпй -1‘др-.    (4.21)

dt

При малых временах, пока время t меньше, чем время запаздывания t*, блоки не успевают вовлечься в процесс истощения. Поэтому можно считать, что давление в них на этой стадии равно начальному:

р1 = р0 = const, t < t*.

Подстановка двух последних соотношений в выражение (4.20) дает замкнутое обыкновенное дифференциальное уравнение для безразмерной плотности у(т) = рп/р°

(1 + Х)у - А,т* — = 1 + Х - п тт‘;    (4 22)

dx    (4.22)

1‘

- п, т < т ,

где т = t/T — безразмерное время; Т — произвольно вы-170 бранное характерное время; т‘ = t*/T — безразмерное время запаздывания.

Для использования приведенных соотношений на практике необходима оценка времени релаксации. Если к1, ш1 — проницаемость и пористость плотных блоков; L — характерный линейный размер плотного блока или толщина низкопроницаемого пропластка; ^ — вязкость газа; р0 — начальное давление в залежи, то t* = Ь2ш1^/к1р°.

Первое уравнение (4.22) требует постановки начального условия для определения единственного решения. В самом деле,

первое уравнение (4.22) имеет собственное число: к =    >    0

Хт‘

и в силу того, что оно положительно, решения содержат экспоненты еХт, быстро возрастающие во времени после момента т‘.

Общее решение линейного уравнения (4.22) имеет вид [14]: у = 1 + (у0 - 1)e0 +    /П(9)е°-°d0, 0 =    т^.

1 + X 0    Хт

Интеграл в правой части путем многократного интегрирования по частям можно представить в виде

0    —    -    —    dkп

-0 v dkп(0) e 2-


/n(0)e-6d0 = 2^

, = 0    k=0 d0k


0    k=0d0

Тогда из требования отсутствия у решения возрастающих экспонент вытекает эквивалентное ему начальное условие:

, , к у0,,__l_steJl а

1 + Х к=\1 + Х+ dтк т=0

М.Б. Панфилов получил следующую модель истощения в аналитическом виде:

при т > т‘:

к

у(т)    =    1 --^ 2|—I    ^^М;    (4.23)

^    1    +    X 21 + Х+ к

при 0 < т    < т‘:

у    = 1 — п.    (4.24)

Пусть п    =    дт,    где    q    =    const    — темп    истощения.    Тогда в

силу выражений (4.23), (4.24) модель имеет вид:

1    ---, т > т* ;

1 + X    (1 + х)2    (4.25)

1 - ц, т < т*.

Характер решения изображен на рис. 4.14. Решение (ломаная 3) лежит между двумя предельными прямыми. Верхняя линия 71 = 1 —— соответствует однородному пласту;

1 + X

нижняя 72 = 1 — ц — системе с неизвлекаемыми запасами из блоков. Прямая 3 параллельна прямой 1 и сдвинута относительно нее вниз на константу С = дХт*/(1 + X)2.

Таким образом, из модели (4.25) следует, что процесс истощения неоднородного пласта зависит от темпа q. Чем больше q, тем ниже давление в пласте.

Из приведенных соотношений ясно, что если истощать пласт с постоянным темпом, то в залежи всегда будет оставаться конечная масса газа, сосредоточенная в плотных блоках .

Из выражения (4.25) получим уравнение для условной конечной газоотдачи:

= 1 + X -    .    (4.26)

(1 + X)

Величина A(q) = X -    есть дополнительный прирост из

влекаемых запасов за счет подключения в работу плотных пропластков. Как видно, он зависит от темпа истощения q: чем больше темп, тем меньше прирост извлечения и условная конечная газоотдача.

У


Рис. 4.14. Зависимость безразмерной плотности газа в коллекторе

0    от газоотдачи из коллектора ц:

1    — однородный пласт; 2 — запасы газа из блоков неизвлекаемы;

3 — неоднородный пласт со слабопроницаемыми блоками

В каком случае можно добиться большей газоотдачи, при нарастании во времени темпов истощения или при их убывании? Ответ на поставленный вопрос можно получить из общей формулы (4.23), если положить, что темпы истощения линейно изменяются во времени:

п'(т) = q + в(2т — 1)

где q — средний безразмерный темп истощения за основное время Т (соответствует единице безразмерного времени т); 2в — безразмерная скорость изменения во времени темпов истощения.

Если в > 0, то темпы истощения во времени нарастают, если в < 0, то они снижаются.

Из выражения (4.23) имеем для плотности газа в коллекторе при т > т*:

6,    ,    в    =    b    /    q.

1 + X

Величина в всегда мала по модулю, поэтому можно использовать и следующую приближенную формулу, которая является более обозримой:

в| << 1.

Отсюда видно, что при больших п давление в коллекторе выше, чем при постоянном темпе истощения, если в < 0, и, наоборот, давление ниже при в > 0.

Характер изменения давления изображен на рис. 4.15.

Для момента, когда давление в коллекторе падает до нуля, получим для конечной газоотдачи общее трансцендентное уравнение



При малых в получим:


Рис. 4.15. Зависимость безразмерной плотности газа U от газоотдачи п при переменных темпах истощения:

1 темпы истощения нарастают во времени; 2 темпы истощения убывают; 3 — темпы истощения постоян-

У

ч

ч

ч


ны

ч

1+Х 11


При нарастании темпов истощения (в > 0) конечная газо-отдача меньше, чем УКГО. Если темпы истощения во времени убывают (в < 0), то конечная газоотдача больше, чем УКГО. Абсолютная добавка — Ц™ тем больше, чем меньше средний темп истощения q.

Обобщенная модель истощения (модель истощения с памятью) выводится из следующих соображений. Малые времена релаксации означают наличие в системе короткой памяти. В самом деле, кинетическая модель (4.22) является моделью системы с кратковременной памятью. Система с большим временем релаксации обладает долговременной памятью.

Оператор, отвечающий за свойство памяти, может быть представлен в интегральном виде:

t.    =t ,^6(t -1') ^ dt

dt J dtf

где 6(t) — дельта-функция Дирака.

Эта запись означает, что данный оператор сохраняет из всех моментов времени своей истории от 0 до t лишь последний момент. Поэтому ядро оператора 6(t) определяет продолжительность его памяти. Если заменить дельтафункцию на близкую к ней нормальную функцию K(t), которая отлична от нуля при всех значениях аргумента, то получим оператор, который помнит все значения производной от плотности во все моменты своей истории с разными весами К.

Известно, что lim — exp )- —| = 6(t). Поэтому можно вы-t* ^ 0 t*    ( t* +

брать в качестве ядер следующие функции:

K(t) = exp I- -*|.    (4.28)

В итоге вместо замыкающего соотношения (4.21) можно использовать более общее:

P'(t) = Pn(t) -j K(t -1') d! dt',    (4.29)

которое при малых временах релаксации переходит в выражение (4.21).

Из уравнений получают модель с памятью для процесса истощения:

у(1 + X) - XJК(т -т')    dt' = 1 + X - п, ут=0 = 1.    (4.30)

0    dx'

Для ядер экспоненциального типа (4.28) интегродифферен-циальное уравнение (4.30) можно свести к дифференциальному уравнению первого порядка путем однократного дифференцирования и последующего исключения интегрального оператора с помощью модели (4.30)

ddy +    у + Пт-    = 0, Ут=0 = 1.    (4.31)

^ т*    т*

Решение этой начальной задачи дает явное выражение для У(т):

у = e-0 + /(1 - (0') - n0(0'))e"(0"0)d0', 0 = т(1 + X) /т*.

0

П = П/(1 + X).    (4.32)

На рис. 4.16 приведены результаты расчетов по формуле (4.32) для гипотетической залежи. Кривые соответствуют режимам нарастающего (2) и убывающего (3) во времени темпа истощения.

На рис. 4.17 приведены фактические данные по Шебелин-скому газоконденсатному месторождению. Как видно, с относительного давления в залежи порядка 0,4 началось под-

175

Рис. 4.16. Зависимость безразмерной плотности газа в коллекторе О от газоотдачи ц в системе с долговременной памятью:

1 — постоянный темп истощения;    2    —    скачкооб


разно возрастающий темп истощения во времени; 3 — скачкообразно убывающий темп истощения

Рис. 4.17. Фактическая кривая истощения Шебелинско-го месторождения (1) и теоретическая прямая истощения коллектора при непроницаемых блоках (2)

ключение в работу запасов из высокоплотных пластов. Дальнейшее нелинейное поведение отклоняющейся кривой связано с тем, что темпы истощения были непостоянны во времени.

4.7. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН ПО ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Расположение проектных скважин на структуре и их несовершенство по степени и характеру вскрытия устанавливают исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности п р о-движения контурных и подошвенных вод в процессе разработки с таким расчетом, чтобы можно было обеспечить заданный отбор продукции необходимым числом скважин с учетом достижения оптимального коэффициента газо- и компонентоотдачи и с наименьшими затратами на обустройство промысла при заданной степени надежности.

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис. 4.18); 2) батарейное (рис. 4.19); 3) линейное по "цепочке” (рис.

4.20); 4) в сводовой части залежи (рис. 4.21); 5) неравномерное (рис. 4.22).

Р а в н о м е р н о е расположение скважин обычно применяют при разной неоднородности трещиноватых и трещиннопористых коллекторов и в малопроницаемых пластах. С целью обеспечения равномерного падения давления в залежи скважины располагают таким образом, чтобы удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, были одинако-

б

а


ООО


о о о о

о о о о


о о о о


ООО


о


ООО


Рис. 4.18. Равномерное размещение скважин сетки:

а — квадратная; б — треугольная

Рис. 4.19. Схема размещения скважин в виде кольцевых батарей

Рис. 4.20. Схема размещения эксплуатационных скважин в виде цепочки


Рис. 4.21. Схема размещения скважин в центральной (сводовой) части залежи


Рис. 4.22. Схема размещения скважин по неравномерной сетке


вы. Такой подход обеспечивает высокую газо- и конденсато-отдачу и в условиях проявления упруговодонапорного режима работы залежи, но требует увеличения числа скважин в зонах с низкой проницаемостью.

Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. Если газовая или газоконденсатная залежь приурочена к неоднородному по коллекторским свойствам пласту, следует принимать такую расстановку скважин по площади газоносности, которая обеспечивает в процессе разработки соблюдение условия

q 1 = q2 =    = qi =    = q n = const    (4 33)

aQ 1 aQ 2    ' aQ iaQ n COnSt'    (4.33)

где qi — дебит i-й скважины; a Q i — газонасыщенный объем дренирования i-й скважины.

Недостаток равномерной системы расположения скважин — увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

Наиболее широко применяют схемы к у с т о в о г о б а т а -р е й н о г о расположения скважин. Например, на месторождениях северной части Тюменской области такое расположение скважин выбирают исходя из обеспечения из минимума затрат на сооружение дорог в условиях тундры и безгидрат-ной эксплуатации на пути движения газа от устья до группового пункта (УКПГ).

Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса при закачке в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить наиболее благоприятный тепловой (температурный) режим работы системы пласт — скважина — промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием кристаллогидратов газа или обеспечением оптимальных условий обработки газа. При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что сокращает период бескомпрес-сорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

О с е в о е расположение скважин обычно применяют в удлиненных структурах. Для получения наибольшего дебита скважин их располагают в тех частях структуры, где продуктивный пласт обладает наилучшими коллекторскими свойствами, а для лучшей отработки всей залежи и повышения га-зо- и конденсатоотдачи следует, как правило, вводить дополнительные скважины на периферии.

В приконтурных частях залежи при наличии активных пластовых вод, как правило, добывающие скважины не располагают, так как они могут быстро обводниться. Это же учитывают в конструкции скважин, не совершенных по степени вскрытия, тем самым продлевая безводный период эксплуатации при продвижении подошвенных и контурных вод.

Л и н е й н о е расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

Размещение скважин в с в о д о в о й ч а с т и з а л е ж и может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

На рис. 4.23 схематично представлены профили пластового давления при различном размещении скважин.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

Рис. 4.23. Профили пластового давления для вариантов равномерного, батарейного и центрального размещения скважин на залежи, однородной по

коллекторским свойствам (при одинаковом добытом количестве газа)

Основными из этих причин являются:

1. Перевод ряда поисковых и разведочных скважин в эксплуатационный фонд. Известно, что разведочные скважины бурятся по продольным и поперечным профилям, проведенным через предполагаемую газонасыщенную площадь залежи. Следовательно, в случае их перевода в эксплуатационный фонд, они неизбежно наложат свой "отпечаток" на систему расположения скважин.

2. Возможности бурового парка (наличие буровых станков, которые могут работать одновременно).

3. Для крупных месторождений методика проектирования разработки залежей природных газов предусматривает раз-буривание их во времени.

4.    Поверхностные условия — заболоченность территории промысла, шельфовые части залежи, залежи, находящиеся под различными объектами, населенными пунктами и т.д.

Следовательно, при традиционном подходе к разработке, запроектированная система расположения скважин по площади газоносности залежи обычно достигалась только к концу периода постоянной добычи газа. Исходя из опыта разработки и результатов проведенных исследований месторождение следует разбуривать необходимым числом скважин с определенным лагом во времени, обеспечивающих не только принятый уровень и темпы добычи в соответствии с энергосберегающим режимом их эксплуатации, но надежную добычу с получением опережающей информации о неоднородном строении залежи.

При этом опережающее разбуривание продуктивных горизонтов и ввод скважин обеспечивают более рациональное использование их энергетических ресурсов, получение наибольших значений коэффициентов газо- и конденсатоотдачи, равномерное снижение пластового давления по всему газонасыщенному объему, включая применение не только вертикальных, но и наклонных и горизонтальных скважин.

Яркими примерами опережающего разбуривания и ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивших надежную эксплуатацию без осложнений и аварий и повышение газоотдачи, является разработка Газлинского и Вынгапуровского месторождений.

Для месторождения с H2S размещение скважин зависит от его концентрации и изменения по площади.

На размещение и ввод скважин в эксплуатацию влияют неоднородность пласта и режим работы залежи, от которых зависят темпы разработки и газоотдача пласта. Конечная га-зоотдача в неоднородной по коллекторским свойствам залежи будет максимальной при таком расположении скважин при энергосберегающих дебитах, когда обеспечивается равномерное дренирование как высокопроницаемых, так и низкопроницаемых коллекторов при энергосберегающих темпах разработки.

На расположение скважин, а следовательно, и газоотдачу влияют газонасыщенность микрозащемленного газа, размеры и количество целиков макрозащемленного газа в условиях проявления упруговодонапорного режима работы залежи.

Принятая при проектировании модель месторождения должна адекватно позволять рассчитывать динамику избирательного продвижения воды в залежь и возможности его регулирования при различных системах расположения скважин, их дебитах, темпах разработки. Уменьшение темпа отбора газа при соответствующем расположении скважин позволяет уменьшить избирательное языкообразование по высокопроницаемым прослоям и тем самым снизить образование мак-розащемленных целиков газа, что в конечном счете ведет к росту газоотдачи. Для каждого месторождения существует свой оптимальный темп разработки залежи, при котором достигается оптимальная газоотдача, обеспечиваемая оптимальным расположением скважин при энергосберегающих дебитах.

4.8. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Задача разработки существенно осложняется при необходимости отбирать газ из многопластового месторождения или группы месторождений рассматриваемой газоносной провинции. В этом случае приходится рассматривать очередность разработки отдельных пластов и месторождений, распределение отборов, возможности и способы совместной эксплуатации различных объектов.

Многопластовые газовые месторождения можно подразделить на два основных вида: 1) начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидростатического столба воды; 2) начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа, в этом случае единая залежь разделена по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.

Разрабатывать многопластовые месторождения можно раздельно скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осуществляют эксплуатацию при помощи разобщителей (пакеров). В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего — в кольцевое пространство.

Многопластовые месторождения можно разрабатывать различными системами. Рассмотрим основные из них.

1. Система сверху вниз. Вначале разрабатывают верхние горизонты, а в последующем — более глубокие. Применяют ее в случае, если запасы верхних горизонтов и пластовые давления достаточны для обеспечения потребителей газом, а бурение нижних горизонтов связано со значительными капиталовложениями, техническими трудностями и прирост добычи с последних ожидается незначительный. При этом следует изучать возможность использования добывающих скважин верхнего горизонта для последующего добуривания их на нижележащие.

Иногда для месторождения второго вида при наличии аномально высоких давлений, т.е. когда давление в верхних пластах выше гидростатического, а в нижних приближается к гидростатическому, проходка скважин затруднена, так как требуется утяжеление глинистого раствора баритом или гематитом с целью предотвращения выбросов при вскрытии верхних горизонтов. Последующее вскрытие нижних горизонтов этим же раствором может привести к значительному поглощению глинистого раствора и засорению призабойной зоны. В результате резко ухудшится продуктивная характеристика и уменьшатся рабочие дебиты по скважинам, пробуренным на нижние горизонты.

В этом случае иногда целесообразно начинать разработку верхних горизонтов до снижения в них давления до гидростатического. Это позволит разбурить нижележащие горизонты без осложнений и приступить к разработке пласта без спуска дополнительной промежуточной обсадной колонны.

2. Система снизу вверх. Вначале разрабатывают нижние горизонты, а затем верхние. Применяют ее обычно для многопластовых месторождений первого вида и когда запасы газа в нижних горизонтах значительно превышают запасы верхних горизонтов, давление в которых недостаточно для обеспечения бескомпрессорной подачи газа потребителями. Кроме того, эту систему разработки можно использовать для понижения давления в нижних горизонтах до давления, отличающегося от верхнего на вес столба газа, т.е. когда месторождение первого вида можно превратить во второй. После этого можно одновременно эксплуатировать верхние и нижние горизонты, что позволяет исключить переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие при следующей их разработке.

При разработке по системе снизу вверх скважинами, вначале эксплуатировавшими нижние пласты, после цементирования в них низа колонны и последующей перфорации или после установки разобщителей часто можно также эксплуатировать верхние горизонты.

3.    Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтов может быть осуществлена как раздельной эксплуатацией скважин с каждого горизонта, так и совместной эксплуатацией с применением разобщителей или без них в одной скважине. Эта система недопустима при практическом равенстве предельных удельных энергосберегающих дебитов, отнесенных к единице вскрытой толщины каждого горизонта.

Система разработки скважинами всех горизонтов наиболее удобна для месторождений второго вида. Систему эксплуатации ряда горизонтов в одной скважине можно применять в случае, когда состав газа по различным горизонтам не отличается по содержанию сероводорода и когда крепость пород и их коллекторские свойства также примерно одинаковы, что не приводит к резкому различию предельно допустимых депрессий по отдельным горизонтам и выходу из строя большинства скважин вследствие быстрого обводнения одного из горизонтов.

При отсутствии описанных условий такая эксплуатация ряда горизонтов в одной скважине может оказаться невыгодной. Например, в верхнем пласте могут быть получены высокие дебиты при высоких депрессиях на пласт, так как пласт представлен крепкими породами. Нижний пласт сложен рыхлыми породами и может эксплуатироваться только при небольших депрессиях. Разработка этих двух горизонтов в одной скважине приведет к тому, что нельзя будет допустить высокие депрессии, так как произойдет разрушение нижнего пласта, а следовательно, и не будет эффекта от эксплуатации их в одной скважине без разделения.

При эксплуатации в одной скважине одновременно нескольких горизонтов месторождений первого вида, когда давления отличаются между собой на давление гидростатического столба воды, может возникнуть переток газа из одних горизонтов в другие. При остановке скважины также будет наблюдаться переток газа. Поэтому во время эксплуатации без разобщения ряда горизонтов в одной скважине с целью получения наибольшего дебита следует учитывать все факторы в данных конкретных условиях.

Одновременная разработка с разобщителями или отдельными скважинами позволяет широко использовать эжекцию газа для повышения давления газа, полученного из пластов с низким давлением.

Выбор системы разработки зависит от многих факторов: давления, запасов газа, параметров пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов с отдельных горизонтов, а также от состава газа. Если в одних пластах содержится в газе сероводород, а в других он отсутствует, то для транспортировки газа с сероводородом и без него нужны отдельные газосборные сети. Если в верхних пластах содержится сухой газ, а в нижних значительное количество конденсата, то условия эксплуатации каждого горизонта будут различными.

Выбор системы разработки определяется исходя из техни-ческо-экономических показателей. Для решения задачи разработки группы газовых месторождений или многопластовых месторождений строят математические и гидродинамические 184 модели, широко используют современную вычислительную технику для компьютерного моделирования процесса разработки.

Разработка вновь открываемых месторождений проектируется с учетом как существующей системы магистральных газопроводов и месторождений, так и плана ее развития. Наиболее сложной задачей в этом случае является прогнозирование открытия новых месторождений, которую решают на базе обработки уже имеющихся геологических данных методами статистики и теории вероятностей.

После установления отборов газа по отдельным залежам, периодов нарастающей, постоянной и падающей добычи выбирают оптимальный вариант разработки путем проведения соответствующих гидро-, газо- и термодинамических расчетов и анализа полученных результатов.

Условия движения газа и соответственно уравнения, его описывающие, различны в отдельных звеньях этой системы. В связи с этим газогидродинамические расчеты сводятся к совместному решению дифференциальных уравнений, описывающих движение газа и воды в пласте, приток газа к отдельным скважинам, течение газа по стволу скважины и в газосборной системе, а также в аппаратах очистки, осушки и учета газа.

В том случае, когда фильтрационные и прочностные параметры примерно одинаковы, имеется возможность обеспечения работы всех интервалов, и в процессе разработки газовых залежей многопластовых месторождений проявляется газовый режим, их, как правило, допустимо разрабатывать по единой сетке скважин, вскрывающих все залежи единым фильтром. При проявлении водонапорного режима решение вопроса об объединении залежей в совместные объекты эксплуатации осложняется. Если каждый продуктивный горизонт многопластовых месторождений дренируется индивидуальной сеткой скважин, то расчеты основных параметров разработки практически не отличаются от аналогичных расчетов для однопластовых месторождений как при газовом, так и при водонапорном режиме.

При разработке газовых залежей многопластового месторождения по индивидуальным сеткам скважин существенно облегчаются контроль за разработкой залежей и регулирование продвижения в залежи пластовых вод, значительно может возрасти компонентоотдача, но, естественно, требуется большее число скважин, необходимых для разработки месторождения.

При объединении нескольких залежей многопластового газового месторождения в один объект разработки требуется значительно меньше капиталовложений в основном за счет снижения числа эксплуатационных скважин, что обусловливает отсрочку использования части капитальных вложений по времени. Отрицательными факторами объединения нескольких залежей в единый объект эксплуатации являются:

усложнение контроля за разработкой залежи;

возникновение угрозы избирательного опережающего продвижения пластовых вод по наиболее проницаемым пластам и прослоям;

появление условий для перетоков газа;

поглощение бурового раствора при добуривании эксплуатационных скважин на поздних этапах разработки многопластового месторождения.

Под комбинированной системой разработки понимается такая, когда несколько газоносных пластов в ряде скважин вскрываются как единый объект эксплуатации, в других же скважинах вскрывается меньшее число этих пластов или единичные пласты.

Остановимся на факторах, препятствующих объединению отдельных продуктивных горизонтов многопластовых месторождений природных газов в единые эксплуатационные объекты. К ним в первую очередь относятся:

1) резкое различие физико-химических свойств природных газов, например, наличие в одной из них сероводорода или значительное (по сравнению с другими залежами) содержание конденсата и т.д.;

2)    резкое различие начальных пластовых давлений в залежах;

3) различные режимы залежей — газовый и водонапорный;

4) продуктивные горизонты представлены различными по проницаемости коллекторами;

5)    различие в предельных удельных энергосберегающих дебитах, приходящихся на единицу толщины пласта.

4.9. ПРИМЕНЯЕМЫЕ СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН И ОЦЕНКА РАЗНОВРЕМЕННОСТИ ИХ ВВОДА НА УДЕЛЬНЫЕ ОБЪЕМЫ ДРЕНАЖА И ГАЗООТДАЧУ

Газовая промышленность страны освоила за прошедшие 50 лет месторождения практически все известные системы размещения скважин, лежащих в основе разработки любого месторождения [15].

В истории газовой отрасли можно выделить четыре периода, каждый из которых характеризовался определенным типом месторождений: I — Северо-Ставропольское, Шебе-линское, Газли;

II    — группа газоконденсатных месторождений Краснодарского края;

III — месторождения севера Тюменской области — Медвежье, Уренгойское, Ямбургское;

IV — месторождения Прикаспийской впадины со сложным составом газа (Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское).

В каждом периоде доминировали определенные принципы, которые обусловливали выбор системы разработки.

1.    Принцип максимальной экономии и пластовой энергии. Наиболее ярко проявился при разработке Газлинского и Се-веро-Ставропольского месторождений с низким начальным пластовым давлением. Начиная с определенного момента разработка месторождения почти полностью определялась наращиванием мощности ДКС. На Северо-Ставропольском месторождении впервые в стране было применено сгущение скважин большого диаметра в центральной части залежи.

2. Принцип максимальной концентрации скважин. Определялся в первую очередь жесткими географо-климатиче-скими условиями и экономикой. Типичные представители — сеноманские залежи севера Тюменской области (кустовое размещение скважин). Этот принцип действует и для морских месторождений, а также для месторождений, расположенных в пустынях и других сложных климатических условиях.

3. Создание регулируемых систем разработки многопластовых месторождений в условиях проявления активного упруговодонапорного режима.

4.    Обеспечение надежной работы газохимических комплексов и максимальное извлечение ценных компонентов. Переход к применению систем поддержания пластового давления и вторичных методов повышения газо- и компоненто-отдачи.

С каждым годом условия эксплуатации и сами месторождения усложняются и требуют все более тщательного обоснования систем разработки с учетом накопленного опыта.

Ниже приводятся наиболее характерные месторождения и использованные (или предложенные) системы размещения и вскрытия.

Месторождение Газли

Равномерное размещение скважин. Практически газовый режим по основным горизонтам. Впервые реализовано опережающее разбуривание залежи.

Северо-Ставропольское месторождение

Центрально-групповое размещение скважин. Небольшое проявление упруговодонапорного режима.

Шебелинское месторождение

Равномерное размещение скважин со сгущением в основной зоне разбуривания. Каждый эксплуатационный горизонт разбуривался самостоятельной сеткой скважин с полным вскрытием по его толщине (за исключением периферийных зон с совместным вскрытием двух горизонтов с самого начала разработки). На завершающей стадии дострел дополнительных объектов.

Вуктыльское месторождение

Весь массив продуктивных отложений (этаж газоносности 500 м) за счет трещиноватости рассматривался как единый объект эксплуатации. Бурение скважин осуществлялось преимущественно на высокопродуктивные отложения среднего карбона. Расстояние до ГВК в самых глубоких скважинах составляло не менее 150 — 200 м. Интервалы дренирования достигали 600 м. В процессе эксплуатации отмечены заметные водопроявления.

Газоконденсатные месторождения Краснодарского края

Равномерное размещение скважин в зоне разбуривания. Впервые реализована комбинированная система вскрытия многопластовых залежей, позволяющая регулировать в определенной степени темпы продвижения пластовых вод по отдельным пластам.

Месторождения севера Тюменской области

Концентрация высокодебитных скважин благодаря газодинамическому обоснованию возможности отбора значительных количеств газа с ограниченной площади;

центрально-групповое размещение скважин (в пределах определенной изопахиты);

батарейное размещение скважин (кольцевое); крестообразное размещение скважин;

батарейно-кустовое размещение (пять-семь вертикальных скважин) с дифференцированным вскрытием продуктивного разреза;

кустовое размещение до 10—15 наклонных скважин с отклонением забоя до 1 км.

Для сеноманских залежей отмечается заметное вторжение пластовых вод, что требует доработки систем размещения, вскрытия и контроля.

Советобадское месторождение

Блоковое размещение скважин, позволяющее максимально ускорить обустройство промысла в условиях пустыни, сократить длину шлейфов, создать удобные коридоры коммуникаций. Первоочередное размещение скважин в бессернистой части залежи.

Оренбургское месторождение

Равномерное размещение скважин в зоне разбуривания. Сгущение сетки скважин вдоль неразбуренных участков. В условиях активного упруговодонапорного режима предложена и внедрена комбинированная система вскрытия эксплуатационных объектов с закрытой конструкцией забоя и выборочной перфорацией в водоопасных зонах. Бурение отдельных и кустов наклонных скважин на границах неразбуренных участков с отклонением забоя до 500 м. Осуществляется бурение горизонтальных скважин.

Астраханское месторождение

Размещение скважин проектируется с учетом приуроченности залежи к деформируемым коллекторам с АВПД. Предусматриваются концентрация скважин в зонах с повышенной продуктивностью и разреженная сетка в зонах с низкой продуктивностью, максимальное использование зоны разбурива-ния с целью минимального и более равномерного снижения пластового давления, создание предпосылок для площадных перетоков из периферийных и неразбуренных зон. Система размещения скважин предусматривает возможность перехода к разработке месторождения с поддержанием пластового давления.

Планируется бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на неразбуренные зоны, включая пойменную.

Карачаганакское месторождение

Глубокозалегающее месторождение с этажом продуктивности 1600 м. В последующем намечалось разрабатывать с поддержанием пластового давления. Выделены три объекта с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин в сочетании с комбинированным вскрытием объектов и их выборочной перфорацией. Большинство проектных скважин на II объект бурится со вскрытием всей продуктивной толщи и последующей выборочной перфорацией. Это позволяет в условиях недостаточной информации создавать достаточно гибкую адаптируемую систему разработки. Намечалось применение схем одновременной раздельной добычи флюидов и обратной закачки газа.

4.9.1. ВЛИЯНИЕ РАЗНОВРЕМЕННОСТИ ВВОДА СКВАЖИН НА КОНЕЧНУЮ ОТДАЧУ ПЛАСТА

Проведенная обработка фактических данных по выработанным газовым месторождениям страны показала следующее. Скважины, введенные в эксплуатацию позже, обладают значительно меньшими удельными объемами дренирования, чем ранее введенные скважины. Это означает, что, во-первых, сроки ввода отдельных скважин влияют на конечную геометрию областей дренирования, а следовательно, на газоотдачу

и, во-вторых, если прирост добычи уменьшается для более поздних скважин, то возникает вопрос предельного срока, за которым ввод скважин становится нерентабельным [16].

Создается впечатление, что скважины, введенные в эксплуатацию позже, не могут перехватить положенные им зоны влияния у ранее введенных скважин. Этот вывод кажется парадоксальным и требует объяснения, поскольку известно, что системы, описываемые уравнением типа теплопроводности, стремятся со временем к одному и тому же стационарному состоянию и не помнят, каким путем они к этому состоянию шли.

Таким образом, поставленная проблема связана с исследованием проведения решений задач истощения пласта при больших временных значениях. Здесь возможны три ситуации, связанные с существованием и единственностью стационарного предела.

1. У системы есть единственный стационарный предел. Тогда, каким бы путем ни развивалась система во времени, рано или поздно она придет в одно и то же конечное состояние. Разновременность ввода скважин не влияет на конечную отдачу.

2.    У системы есть стационарный предел, но он не единственный. Тогда в зависимости от того, каким путем развивалась система, она может прийти в то или иное конечное состояние. Разновременность ввода влияет на конечную отдачу.

3.    У системы нет стационарного предела. Тогда понятие конечного состояния неопределенно, система нестационарна и может прийти в одно и то же состояние только случайно.

Из свойств линейных параболических уравнений следует, что их решения при больших временных значениях не помнят истории развития системы. Поэтому в простейшем случае линейной фильтрации слабосжимаемого флюида в слабо-деформируемом пласте приходим к случаю 1. Для того, чтобы получить случаи 2, 3, следует рассмотреть более сложную систему. Усложнения могут быть связаны прежде всего с введением нелинейности. В свою очередь, это можно сделать, если учесть сжимаемость газа и сильную деформируемость пласта.

Суть численного эксперимента заключается в следующем. Решались две задачи истощения пласта тремя скважинами. В случае 1 все три скважины пускались в работу одновременно, в случае 2 — одна из скважин вводилась с запаздыванием.

Процесс рассчитывался до стабилизации решений во времени. Сравнивались полученные конечные поля давлений. Пусть с момента времени t0 = 0 в горизонтальном ограниченном пласте, насыщенном природным газом, начинают работать несколько добывающих скважин. Процесс фильтрации газа в пласте считается изотермическим, вязкость газа — постоянной. Проницаемость пласта и пористость среды меняются во времени в процессе отбора и зависят от давления. Разрабатываемая залежь газа моделируется двухмерной прямоугольной областью. Рассмотрим случай трех добывающих скважин. Они располагаются в вершинах равнобедренного треугольника, как это показано на рис. 4.24, где L — длина и ширина пласта, l — расстояние от скважин до границ области фильтрации.

При указанных выше предположениях уравнение, описывающее фильтрацию газа в пласте, имеет следующий вид:

(4.34)

где m — пористость среды; р — давление; к — проницаемость пласта; Q — область фильтрации: Q = {x, у е (0, L)}. Предполагается, что газ идеальный. С учетом зависимости пористости и проницаемости от давления уравнение (4.34) можно преобразовать следующим образом:

др __1_

div( k( p)p V p).


(4.35)


dt    |x[m( p)+pmP(p)]

Зависимости m = m(p) и к = k(p) экспоненциальны. Предполагается, что каждая из скважин начинает работать с момента времени t1, t2, t3 соответственно, на скважинах поддерживаются постоянные давления р1, р2, р3.

L

*

Уравнение (4.35) аппроксимируется консервативной неявной конечно-разностной схемой [16].

Для сформулированных выше начально-краевых задач проведены расчеты при следующих значениях фильтрационных параметров пласта и флюида: т0 = 0,2; k0 = 10-14 м2; L = 300 м; l = 70 м; ^ = 10-5 Па-с; р0 = 2,5 МПа; р1 = р2 = = рз = р<) = 1 МПа.

Рассматривались два случая:

1)    одновременное включение всех скважин;

2) разновременное включение: сначала пускаются скважины 1, 2, а через некоторое время t3 включается скважина 3.

Для системы характерна стабилизация решений во времени. Пусть Т — время стабилизации в варианте одновременного ввода скважин. Будем считать, что t3 = Т.

Из проведенного сравнения следует, что поля давлений в обоих вариантах при больших временных значениях (после стабилизации) совпадают.

Варьирование времени ввода t3 скважины 3 показало, что оно не влияет на конечную картину поля давлений.

Из этого следует, что в условиях сжимаемого газа и упру-годеформируемого пласта разновременность ввода скважин не влияет на конечные результаты разработки пласта.

Однако время стабилизации процесса меняется и существенно зависит от t3.

На рис. 4.25 изображены зависимости дебитов Q скважин

1, 2 и скважины 3 во времени. Предполагалось, что скважина 3 начала работать после наступления момента стабилизации поля давлений для двух работающих скважин 1 и 2. Были выделены следующие закономерности;

1)    продуктивность скважин 1 и 2 после включения скважины 3 падает. Это связано с резким возмущением поля давлений;

2)    в начальный период работы скважины 3 происходит более интенсивный приток к ней газа вследствие существенного увеличения градиентов давления в околоскважинной зоне по сравнению со скважинами 1 и 2;

3) дебит скважины 3 быстро убывает во времени до стабилизированного значения. При этом скорость стабилизации того же порядка, что и для скважин 1, 2.

Меньшее значение стабилизированного дебита скважины 3 в данном случае вызвано асимметрией расположения скважин 1(2) и 3 и не имеет отношения к разновременности ввода скважин.

Рассмотрим общую форму уравнения изменения давления

j_i_i_u_i_i_ t

Рис. 4.25. Зависимость дебитов Q скважин во времени


4,80


4,60


4,40


4,20


4,00


3,80


0,0E+000 1,0E+00113 2,0E+001    3,0E+001


Q

5,10

5,00


в подземном пласте при стационарных граничных условиях (например, условия Дирихле):

m(x, t, p) dp = div(K(x, t, p)gradp) + f (x, t, p)x EQ, t > 0;

p| dQ = p(x); 4=0 = p0 =const;

(4.36)


где pci — давления на контурах у i, являющихся стенкой z-й скважины; N — число скважин; yi(ti) — поверхность забоя i-й скважины, вводимой в работу в момент tz.

Запись граничного условия на i-й скважине означает, что оно задается только для времени ttz. В течение отрезка времени [0, t] i-й скважины не существует вообще.

Здесь необходимо учитывать изменение области Q во времени, так как после ввода очередной i-й скважины область Q уменьшается на значение, равное внутреннему объему подобласти, ограниченной контуром у z . Однако эти объемы крайне малы, и для упрощения обозначений этим эффектом можно пренебречь.

Рассмотрим также стационарную задачу относительно стационарного поля давлений u(x):

0 = div(a(x, да,u(x))graduj + /(x,да, u(x)j x GQ;

u dQ = p(x);    (4.37)

loQ

u\    =    pci, i = 1 + N.

hi

При больших значениях времени (t ^ да) существуют три возможности поведения решения р исходной задачи (4.36):

1. Задача (4.37) имеет единственное решение. Тогда решение р стремится к решению стационарной задачи u:

p(x, t)"да ^ u(x).    (4.38)

2.    Задача (4.37) имеет множество решений u(k)(x), к = 1, 2,... .Тогда р стремится к одному из этих решений:

p(x, t)^да ^ u(k>(x), Vk,    (4.39)

где номер "к" зависит от истории процесса, т.е. от пути, по которому происходило развитие системы во времени.

3.    Задача (4.37) не имеет решения. Это означает, что давление р не стремится к какому-либо стационарному пределу.

p = p(x, t), Vt.    (4.40)

Ситуации 2 и 3 представляют наибольший интерес, так как конечный результат в них (при t ^ да) заранее неизвестен и зависит от всей истории развития системы. Далее приводятся некоторые примеры возможной реализации этих ситуаций на практике.

"Градиентное" деформирование пласта

Рассмотрим случай, когда в (4.36):

K = K(p, x).    (4.41)

Пусть, например,

K = 1 + a |gradp|, а = const.    (4.42)

В одномерном случае стационарное уравнение без правой части имеет вид

d ((. du* du* n — 111 + a — I —I = 0.

dx    dxI dx+

Оно легко интегрируется:

u _ du = -1 ± 1 - 4aA1 x dx    2a    '

Щ(х) = A2 -

1 + Jl - 4аА, * ---1 х,

где А1 — константа интегрирования. Это уравнение имеет два решения:


где А2 — вторая константа интегрирования.

Здесь мы попадаем в ситуацию 2, т.е. в зависимости от того, как развивалась система во времени, можно получить то или иное стационарное решение.

Такой случай деформирования естественно называть градиентным.

Обобщая результат, можно ожидать, что в случае нелинейности по пространственным производным давлениям предельная стационарная задача имеет не одно решение (ситуация 2).

Двухфазная фильтрация без капиллярных сил

Допустим, что в пласте присутствует вторая подвижная фаза (вода, газовый конденсат). Тогда уравнения течения можно записать в виде

где S — насыщенность второй фазой, v — вектор скорости переноса насыщенности. Капиллярной дисперсией пренебрегаем.

Область й считаем ограниченной.

Второе уравнение описывает движение бегущих волн насыщенности через пласт. Такие волны не имеют стационарного предела и могут ходить по пласту, отражаясь и переот-ражаясь от границ сколь угодно долго. Поэтому и первое уравнение, в которое S входит как параметр, не имеет стационарных решений.

Таким образом, двухфазность без капиллярных сил приводит к ситуации 3.

М.Б. Панфиловым были получены уравнения с памятью, описывающие течения флюида в среде с двойной пористостью:

т- div (p)gradp) =- mb it I/ K(1 -T) It dT*'

.    '0    '    (4.43)

Pb = p -fK(1 -T) IT dT

0

где p, m — давление и пористость в высокопроницаемой среде; рь, ть — давление и пористость в плотных блоках; K(t) — ядро оператора.

У этой системы нет стационарных решений, и конечный результат зависит от пути ее развития.

Общие закономерности можно получить на базе исследования интегрального по всему пласту уравнения, которое имеет вид

р / р0 = 1 - Q(t) + ^0°/? др [1 - K(T - 0) ]d0,    (4.44)

р°р° о И д0

где Q(t) = G(t)/M2; X — отношение массовых запасов газа в матрице (М1) к запасам в коллекторе (М2); G(t) — накопленный добытый газ (масса); р0 — начальное давление; р(р) — плотность газа;

С0 = (р0/ p0)(dp / dp)    0.

р=р

Если рассматривать газ как термодинамически идеальный, т.е. и = const, и р = р0р/р0, и(р) — вязкость газа, то (4.44) сведется к виду

P = р 2(т) = 1 - Q(t)-Xf р — [1 - K(T-T)]dT, р = р / р0. (4.45)

0 dT

Ввод новых скважин сопровождается скачкообразным ростом темпов добычи q = —. Поэтому в рамках модели

dT

(4.44) управляющими параметрами являются q и момент t* его скачка.

Для определенности будем считать момент достижения 30 %-ной газоотдачи из всего пласта окончанием разработки во всех вариантах.

где т — безразмерное время.

Это означает, что сначала была введена в работу меньшая часть скважин, а в момент т = 0,8 ввели новые скважины, так что конечный фонд скважин в 6 раз превысил первоначальный.

Кривая 1 соответствует режиму работы, когда все скважины были введены сразу.

Кривая 2 описывает случай, когда



Кривая 3 соответствует режиму

3,    0 < т < 0,2;

0,5    0,2 < т < 1,

т.е. все скважины были введены сразу, а с момента т = 0,2 была отключена значительная их часть, так что фонд работающих скважин уменьшился в 6 раз.

При одинаковой суммарной добыче газа в случае разновременного ввода скважин конечное давление в коллекторе оказывается ниже на 33,7 %, чем при одновременном вводе. А в случае одновременного ввода и последующего отключения скважин давление оказывается выше на 16,9 %, чем в варианте без отключения.

Таким образом, для максимального равномерного дренирования пласта более выгодным оказывается одновременный ввод скважин с интенсивной работой в начальной стадии (с целью скорейшего вовлечения в дренирование плотных блоков) и последующей медленной доразработкой.

4.9.2. ОПТИМАЛЬНАЯ СТРАТЕГИЯ ИСТОЩЕНИЯ СИЛЬНО НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Постепенный ввод новых скважин, а значит, и нарастание во времени темпов добычи приводят к тому, что плотные блоки не успевают включиться в работу и интенсивность истощения высокопроницаемого коллектора превышает интенсивность истощения низкопроницаемых блоков.

Бурение новых скважин в этом случае может оказаться бессмысленным и даже отрицательным фактором.

В этой связи можно рекомендовать следующую оптимальную стратегию истощения неоднородных залежей.

Пусть Т — характерное время включения в работу плотных пропластков, которое зависит только от коллекторских 198 и геометрических свойств этих пропластков и не зависит от интенсивности внешнего воздействия.

1. В течение времени Т поддерживаются максимально высокие темпы извлечения газа. Весь фонд скважин вводится в этот период, причем очередность ввода почти не имеет значения. В этот период идет вовлечение низкопроницаемых плотных пропластков.

2. По окончании периода Т темпы истощения резко снижаются либо за счет отключения некоторых скважин, либо за счет снижения их дебитов. Постепенное снижение темпов истощения ведется до тех пор, пока не будет достигнута стабилизация давления в коллекторе. Дальнейшее истощение ведется уже достигнутыми темпами.

Величина Т оценивается следующим образом:

T L mb|i г kbp 0

где mb, kb — пористость и проницаемость плотных пропластков (линз, блоков...); L — их характерный линейный размер (толщина плотных пропластков, эквивалентный диаметр линз, блоков...); — вязкость газа в пластовых условиях; р0 — начальное давление в залежи.

4.10. ОЦЕНКА ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ

Запасы природного газа и конденсата подразделяются на: балансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;

забалансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые по мере разработки могут быть частично вовлечены в эксплуатацию за счет непосредственного контакта с зонами разрабатываемых балансовых запасов.

Извлекаемые запасы — часть балансовых запасов, которая может быть извлечена при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Количественной характеристикой полноты извлечения природного газа является отношение количества (массы) до-

бытого к моменту завершения эксплуатации месторождения сухого (без С5+) газа к его начальным запасам в пласте, называемое коэффициентом конечной газоотдачи или коэффициентом извлечения газа.

Определение извлекаемых запасов и конечной газоотдачи производится:

на стадии проектирования разработки;

в процессе разработки и при проектировании доразра-ботки на завершающей стадии добычи газа.

Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и конечной газоотдачи служат данные разведки, опытной пробной и опытно-промышленной эксплуатации и промышленной разработки залежей.

На извлечение природных газов из месторождений влияют природные, технико-технологические и экономические факторы.

К основным природным факторам относятся: начальные (геологические) запасы газа;

начальный состав пластовых флюидов, давление начала конденсации, характер кривой дифференциальной конденсации;

начальные термобарические условия месторождения; размеры, геометрия и тип (пластовый, массивный, массив-но-пластовый) месторождения;

глубина залегания пластов, этаж газоносности; коллекторские свойства газо- и водонасыщенных пород, изменение фильтрационных, емкостных свойств и удельных предельных энергосберегающих дебитов по разрезу площади залежи;

упругие и деформационные, а также прочностные свойства пород-коллекторов;

характеристика водоносных пластов и бассейна.

К технико-технологическим факторам относятся следующие:

способ разработки (истощение, сайклинг-процесс, перепуск из горизонта в горизонт, перевод газоконденсатных залежей в газовые путем закачки газа, приводящей к изменению фазовой диаграммы газоконденсатной смеси, разработка газоконденсатных месторождений на истощение с получением в качестве товарной продукции конденсата и консервацией (закачкой) сухого газа в вышележащие газовые или водоносные пласты);

темпы отбора газа из месторождения и распределение его по отдельным участкам, блокам, залежам;

количество и размещение скважин, время и последовательность ввода их в эксплуатацию;

возможность регулирования отработки пластов, продвижения пластовых вод;

для многопластового месторождения — система разделения залежей по объектам эксплуатации;

Экономические факторы: цены на газ и конденсат;

капитальные вложения в разработку месторождения; эксплуатационные расходы на эксплуатацию скважин, промыслового оборудования и ДКС.

Экономическим критерием прекращения разработки месторождения является равенство текущих эксплуатационных затрат и выручки от реализации продукции.

4.10.1. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ

По количеству начальных геологических запасов газа месторождения подразделяются на группы:

уникальные и крупные — более 500 млрд. м3 и от 30 до 500 млрд. м3 соответственно;

средние — от 10 до 30 млрд. м3; мелкие — до 10 млрд. м3.

По типу резервуаров залежи различаются в основном как пластовые и массивные.

По сложности геологического строения выделяются месторождения:

простого строения, связанные с ненарушенными или сла-бонарушенными структурами, выдержанными продуктивными пластами по площади и разрезу;

сложного и очень сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью пластов, литологическими замещениями и тектоническими нарушениями.

По содержанию конденсата месторождения подразделяются на группы:

месторождения с малым содержанием конденсата (менее 50 г/м3) и газоконденсатные месторождения со средним содержанием конденсата(от 50 до 250 г/м3);

газоконденсатные месторождения с высоким содержанием конденсата (более 250 г/м3).

По типу коллектора залежи подразделяются на: с поровым коллектором, в котором фильтрационные про-

цессы связаны с поровой составляющей общей пустотности вмещающих пород;

с условно непоровым коллектором (трещинным, трещин-но-поровым, трещинно-каверновым, смешанным).

По значению проницаемости месторождения можно условно разделить на высоко- и низкопроницаемые с граничным значением 0,01 мкм2 (0,01 мД).

Важным фактором является значимость прочностных, упругих и деформационных свойств пород и залежей при разработке. К группе условно деформирующихся относятся залежи в коллекторах порового типа, уменьшение объема пустот в которых к концу истощения составит более 5 % от начального значения. Для залежей в непоровых коллекторах граничное значение соответственно составляет 20 %.

Одним из наиболее определяющих факторов, влияющих на газоотдачу залежей (месторождения), является режим разработки залежи — газовый или водонапорный.

По способу разработки месторождения делятся на: разрабатываемые истощением;

разрабатываемые с использованием методов поддержания пластового давления (сайклинг-процесс, перепуск газа из одного горизонта в другой, перевод газоконденсатных месторождений в газовые и др.).

Многопластовые месторождения подразделяются на: каждая залежь эксплуатируется своей сеткой скважин; несколько залежей, объединенных в один объект разработки, эксплуатируются единой сеткой скважин.

4.10.2. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА (ГАЗООТДАЧИ)

Для газовых залежей при отсутствии забалансовых запасов и разрабатываемых при газовом режиме коэффициент извлечения газа

Пг = 1 - -PLL-,    (4.46)

/ 2н

где рн/zH и p/z — среднее пластовое давление в залежи соответственно в начале и конце разработки, деленное на соответствующий коэффициент сверхсжимаемости.

Пластовое давление рпл в зоне скважин в конце разработки определяется по минимальному давлению рг на головке скважины и дебиту газа Q по формулам: при Q < Q™

рпл = Vpr2e2S + aQ + bQ(Q - Q^) + 0Q2,    (4.48)

где

Q = Q - Q-ф ln Q

Qкр

S = 0,03415pL; 0 = 1,3 • 10-2 — z T (e2B - 1);

z cpTcp    d 5

cp cp

a, b,    X, d,    L,    Тср    —    средние    для    залежи    коэффициенты    филь

трационного сопротивления призабойной зоны, коэффициент гидравлического сопротивления НКТ, диаметр НКТ и температура газа в стволе скважины; z^ — коэффициент сверхсжимаемости газа в скважине; Q^    — критический

(энергосберегающий) дебит.

Коэффициент конечной газоотдачи балансовых запасов

рб / zб


Пб = 1 ¦

рн / zн

где р6 — среднее пластовое давление на конец разработки ] высокопроницаемых породах.

Коэффициент конечной газоотдачи забалансовых запасов

рзб / zзб


Пзб = 1 -

рн / zн

где рз6 — среднее пластовое давление на конец разработки в низкопроницаемых породах.

Коэффициент извлечения газа из месторождения в целом (по отношению к количеству балансовых запасов) определяется выражением

п = Пг + Апзб;

ДЛзб =    Пз6.

Оценки коэффициента конечной газоотдачи залежей, разрабатываемых при водонапорном режиме, зависят от степени и характера внедрения пластовых вод в залежь (см. гл. 7).

Оценка коэффициента конечной газоотдачи газоконден-

сатных залежей, разрабатываемых ] осуществляется по формуле

ДПИ.

режиме истощения,


Пг

где

q п q п pнк / zн Рн - qн pн / zн


p / Z


р- q

Рн - qн


ЛПи =


(1 -в)


/ Zн


где рнк, zнк — давление начала конденсации и соответствующий коэффициент сверхсжимаемости; р — плотность пластового газа; дп, дп — массовые удельные потери сырого и стабильного конденсата; q — массовое удельное содержание углеводородов С5+ в пластовом газе; в — доля объема, занятая выпавшим сырым конденсатом; индекс "н" отмечает значения величин в начальный момент разработки.

Для залежей, разрабатываемых при сайклинг-процессе, коэффициент конечной газоотдачи рассчитывается по формуле

П = Пг - ЛПсп,

где

q п q п puR / z н р н - q н pн / z н

ДПс


p / Z Pн / zн


1 - (1 -в)


Рн - qн


(1 - ko*)^--^ + ko

Рн - qн


где k^ — коэффициент охвата пластов вытеснением сырого газа сухим; рз, z., — плотность и коэффициент сверхсжимаемости закачиваемого газа.

4.10.3. ОЦЕНКА КОНДЕНСАТООТДАЧИ

Газоконденсатными, как известно, называются такие залежи, из газа которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза-конденсат. Различают конденсат сырой и стабильный. Учет запасов и расчет коэффициента извлечения конденсата производится по стабильному конденсату.

Стабильным конденсатом называется углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов С5+ при атмосферных условиях. Стабильный конденсат получают из сырого конденсата путем его дегазации. В промышленных условиях в стабильном конденсате содержится не более 3 — 4 % пропан-бутановой фракции.

Запасы стабильного конденсата в залежи определяются как произведение удельного потенциального содержания конденсата С5+ в 1 м3 пластового газа в г/м3, приведенного к стандартным условиям, или в пересчете на сухой газ при этих условиях соответственно на объем пластового или сухого газа в м3.

Начальное потенциальное содержание конденсата и его изменение в процессе разработки в связи с понижением пластового давления определяются по результатам специальных промысловых и экспериментальных лабораторных исследований [17].

В процессе разработки месторождения по мере снижения пластового давления проводится исследование скважин на газоконденсатность с целью уточнения текущего содержания конденсата в добываемом газе.

При исследовании на газоконденсатность месторождений, характеризующихся большим этажом газоносности (свыше 300 м) и наличием нефтяных оторочек (типа Карачаганакско-го, Оренбургского и др.), потенциальное содержание конденсата по высоте залежи увеличивается сверху вниз и определяется в скважинах, расположенных на различных гипсометрических отметках и участках площади.

Уменьшение в процессе разработки потенциального содержания конденсата в пластовом газе происходит в результате дифференциальной конденсации углеводородов С5 + , переходящих в жидкую фазу при снижении пластового давления.

Конденсация углеводородов в пласте вызывает изменение не только его содержания, но и компонентного состава добываемого газа и конденсата.

С увеличением потенциального содержания конденсата в пластовом газе интенсивность конденсации углеводородов возрастает. В зависимости от состава пластового газа, содержания конденсата и термобарических условий коэффициент извлечения конденсата (конденсатоотдача) при разработке на естественном режиме истощения изменяется в широких пределах, примерно от 0,9 до 0,2. Например, по Вуктыльскому месторождению он составил 0,3, и общие потери конденсата составили 100 млн. т.

Потери конденсата обусловливаются выпадением его в пласте и прекращением фонтанирования газоконденсатных скважин при сравнительно высоких пластовых давлениях вследствие скопления жидкости в призабойной зоне и стволе скважин из-за недостаточной энергии для ее выноса на поверхность. Для продления эксплуатации газоконденсатных скважин с высоким содержанием конденсата при разработке на истощение применяется газлифтный способ и другие технологии.

С целью повышения степени извлечения газа и конденсата на месторождениях с высоким его содержанием (свыше 150 — 200 г/м3) применяются различные методы поддержания пластового давления (сайклинг-процесс, перевод газоконденсатных месторождений в газовые, при котором увеличивается конденсатоотдача вдвое по сравнению с сайклингом, комбинированное воздействие, закачка растворителей и др.) [21].

Исходной информацией для обоснования коэффициента извлечения конденсата служат данные разведки, подсчета запасов, опытно-промышленной эксплуатации скважин, результаты исследований газоконденсатной системы на установках PVT, остаточное давление в залежи, режим работы пластов, характеристика охвата вытеснением при сайклинг-процессе, технико-экономические данные по капитальным и эксплуатационным затратам, цены на товарную продукцию: газ, конденсат, пропан-бутан и др.

Обоснование коэффициента извлечения конденсата носит стадийный характер. На стадии подготовки месторождения к разработке производится предварительный расчет коэффициента извлечения конденсата по укрупненным показателям и оценочным параметрам. На стадии составления комплексного проекта разработки производится определение коэффициентов извлечения конденсата и газа, сопоставление различных вариантов разработки с учетом экономических критериев, охраны недр и окружающей среды.

На последующих стадиях разработки месторождения с учетом дополнительных данных, полученных в процессе эксплуатации скважин, производится уточнение балансовых и извлекаемых запасов газа и конденсата и уточняется значение ожидаемого конечного коэффициента извлечения конденсата.

Для обоснования коэффициента извлечения конденсата в результате исследования газоконденсатной системы определяют:

изменение компонентного состава пластового газа и конденсата по мере снижения пластового давления;

изменение плотности пластового газа и коэффициента сверхсжимаемости от пластового давления;

давление начала конденсации углеводородов в пластовых условиях;

зависимость удельного содержания стабильного конденсата в пластовом газе (г/м3) от текущего значения пластового давления;

зависимость удельных потерь стабильного и сырого конденсата (г/м3 и см33) от текущего значения пластового давления.

Определение потенциального содержания конденсата С5+ в добываемом газе производится при исследовании пластовых проб газа и конденсата по методике ВНИИГАЗа[18].

При высоком содержании конденсата в пластовом газе не менее 150 — 200 г/м3 и благоприятных геолого-промысловых условиях для осуществления сайклинг-процесса и других технологий рассматривают соответствующие варианты разработки, обеспечивающие повышение газо- и конденсатоотдачи залежи.

При наличии нефтяных оторочек в газоконденсатных залежах рассматриваются варианты разработки нефтяных оторочек и добычи нефти до начала сайклинг-процесса и в период сайклинг-процесса с целью опережающего извлечения жидких углеводородов с последующим переводом залежи на режим истощения. Предстоит разработка практической технологии перевода нефтяных месторождений в газоконденсатные, предложенной И.Н. Стрижовым. Коэффициент извлечения конденсата при разработке газоконденсатной залежи на истощение является функцией текущего пластового давления [19]

п = 1 - qж(р) - qp) р

Чк 1    _    г

q0    q 0 p0

где q0 — начальное содержание конденсата в пластовом газе; q(p) — текущее содержание конденсата в пластовом газе, г/м3; q;*^)    — удельные потери конденсата, приведенные

к 1 м3 пластового газа при стандартных условиях; р0 = p0 /z0; р — приведенное пластовое давление,

р = р[1 - бк(р) - 6у(р) - 6B(p)]z.

Величины 6К, 6у, 6, характеризуют относительное уменьшение объема газонасыщенных пор залежи соответственно вследствие выпадения конденсата, упругих и сдвиговых деформаций пласта-коллектора и остаточных флюидов и внедрения в залежь подошвенных и контурных вод.

Относительное изменение объема газонасыщенных пор залежи в процессе ее разработки определяется приближенно из следующих выражений:

5 K(p) = я'* (p)pf;

6y(p) = (товр, + рс)(p0 - p)/тог;

5,(p) = Wp t)/ ^oPo, где q ж (p) — удельный объем сырого конденсата, перешедшего в пласте в жидкую фазу, м33; т, ог, ов — соответственно средняя пористость, газонасыщенность и водонасыщенность пласта-коллектора; в,, вс — коэффициенты объемной упругости соответственно пластовой воды и пористой среды,

1 /МПа; W(p, t) — объем внедрившейся в залежь пластовой Воды; f = Гст/ГплРат; ^    ^    f.

При высоком содержании конденсата в пластовом газе (свыше 150 г/м3) и благоприятных геологических условиях для осуществления сайклинг-процесса при давлении рпл = рнач коэффициент извлечения конденсата определяется приближенно, исходя из следующего выражения [20]

пк = 4с + (1 - 4 MpJ + qpz пл 4 Пг(рк)/q 0z зак.

где 4с — коэффициент охвата вытеснением пластового газа; r|(pK)    —    коэффициент конденсатоотдачи при разработке

залежи на истощение до конечного давления в залежи рк; Tb(pK) — конечный коэффициент газоотдачи; zзак, zпл — соответственно коэффициенты сверхсжимаемости закачиваемого и пластового газа; яр — усредненная величина удельного содержания конденсата в "сухом" газе за весь период дораз-работки залежи на истощение.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 4

1. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.

2.    Орлов B.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. — М.: Недра, 1973.

3.    Гафурова М. Оценка неоднородности и характеристика обводнения продуктивных горизонтов месторождения Ачак // Экспресс-информ. ВНИИЭГазпром. - 1976. - № 10.

4. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Кондрат Р.М. и др. Теория водонапорного режима газовых месторождений. — М.: Недра, 1976.

5.    Гафурова М., Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Орлов B.C. К оценке обводняющегося числа эксплуатационных скважин // РНТС. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГаз-пром. — 1977. — № 10.

6. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде: Пер. с англ. — Гостоптехиздат, 1949.

7. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах // Газовая промышленность. — 1961. — № 2.

8. Закиров С.Н., Колесникова С.П., Коротаев Ю.П., Коршунова Л.Г. Исследование нестационарного конусообразования // Газовая промышленность. — 1979. — № 4.

9.    Закиров С.Н., Колесникова С.П., Коротаев Ю.П., Коршунова Л.Г. Деформации границы раздела газ —вода при эксплуатации скважины // Реф. сб. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". ВНИИЭГазпром, 1977, вып. 6.

10.    Coats K.H., Dempaey J.R., Henderson J.E. The use of vertical Equilibrium in Two-Dimensional Simulation of Three-Dimensional Reservoir Performance. Soc. Petrol. Eng. J., No, 1971, p. 63 — 71.

11. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1 946.

12. Катц Д и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. — М.: Недра, 1965.

13.    Панфилов М.Б., Панфилова И.В. Осредненные модели фильтрационных процессов с неоднородной внутренней структурой. — М.: Наука, 1996.

14.    Панфилов М.Б. Управление извлекаемыми запасами в сильно неоднородных залежах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1997. — № 8.

15.    Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ. руководство: в 2 т. / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. — М.: Недра, 1984. — Т. 1.

16. Коротаев Ю.П., Панфилов М.Б., Балашов А.Л., Савченко В.В. Влияние разновременности ввода скважин на конечную отдачу пласта. Теоретический анализ // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ИРЦ Газпром, 1996.

17. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. — М.: Недра, 1975, с. 72.

18. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа. — М.: изд. ВНИИГАЗ, 1 990, с. 45.

19.    Григорьев В.С. Прогнозирование углеводородоотдачи пластов // Газовая промышленность. — 1990. — № 6. — С. 45 — 47.

20.    Григорьев В.С. Повышение конденсатоотдачи при разработке залежей с применением сайклинг-процесса // Нефтяная и газовая промышленность. — 1985. — № 3. — С. 32 — 36.

21. Коротаев Ю.П. Новые технологии разработки месторождений природного газа // Материалы Всесоюзной конференции. Основные направления и проблемы развития энергетики СССР на перспективу. — 1989. — Вып. IV.

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

Горные породы разрушаются долотами различных типов, которые можно классифицировать по следующим признакам.

По принципу действия: режуще-скалывающие; дробяще-скалывающие; режуще-истирающие.

По назначению:

для сплошного бурения;

для колонкового бурения;

для расширения ствола скважины;

для специальных работ в скважине.

По конструкции рабочего элемента:

лопастные;

шарошечные;

матричные.

По количеству рабочих элементов:

одноэлементные;

двухэлементные;

трехэлементные;

четырехэлементные;

шестиэлементные и т.д.

По конструкции промывочных устройств: с центральным одним отверстием; с периферийными несколькими отверстиями; с гидромониторными осесимметричными насадками; с асимметричной одной гидромониторной насадкой.

По типу и стойкости вооружения: для бурения мягких пород; для бурения пород средней твердости; для бурения твердых пород; для бурения крепких пород.

При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно в ы -полняется более 90 % объема проходки в нашей стране и за рубежом. По принципу действия это дробяще-скалывающие долота.

Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота наилучшим образом вписывается в цилиндрическую форму скважины тремя коническими шарошками, при этом обеспечивается оптимальное центрирование и устойчивость работы долота.

По принципу действия это долота дробяще-скалывающие.

Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота (в отличие от секционного и бескорпусного) с одним центральным промывочным отверстием показана на рис. 4.1. Долото состоит из следующих основных узлов: литого ко р -пуса 1, лап 2, узла опор, включающего цапфу 3 и подшипники 4 — 6, шарошек 7 и промывочного узла, в состав которого могут входить сопла 8 и 9, формирующие высоконапорный поток бурового раствора, а также каналы 10 (см. рис. 4.1,    ),

просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется присоединительной головкой, так как служит для присоединения долота к низу бурильной колонны. В дан-

ном случае она выполнена в виде внутренней замковой резьбы 12.

На нижней части корпуса обычно предусмотрены пазы, в которые вставляют лапы 2 со смонтированными шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1 прочными сварными швами.

Конструкция (см. рис. 4.1) характерна для отечественных долот диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются секционными.

Секционное трехшарошечное долото (рис. 4.2) собирается из секций, свариваемых вместе по всему наружному контуру сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные части секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба. Средняя часть долота составляет также единое целое в результате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткос-

Рис. 4.2. Секционное трехшарошечное долото типа XV

ти, а также округлые полуцилиндрические приливы ("бобышки") 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ сопла изготовляют обычно из металлокерамического материала. Сопла 10 закрепляют при помощи удерживающего замка (в данном случае стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой полости (гнездо прилива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13.

Козырек 7 лапы обычно (как и в приведенном случае) защищается антиабразивным покрытием 8, приближенным к торцу 4 шарошки и ее тыльной части 6, называемой часто обратным конусом. На тыльной части 6 шарошки также наплавляют защитное покрытие с хорошо сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5, разделяемой одной из конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина первой шарошки в данном случае, как и у долота со стальным вооружением некоторых других типов, выполняется с лопатовидными элементами и называется лопаткой 27.

Ряд породоразрушающих элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 21, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует стенку скважины. Средние 20 и привершинные 19 венцы принято называть основными. Основными конусами шарошек условно именуют конические поверхности, находящиеся не на тыльной, а на передней (основной) стороне шарошки, ближе к вершине; от них начинают построение шарошки. Различают также промежуточные дополнительные конусы, расположенные между основным и обратным конусом в двух- и трехконусных шарошках.

Часть конуса шарошки, расположенная между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 29. Если она выполняется в виде узкого, но значительного углубления между венцовыми поясками, над которыми выступают рабочие породоразрушающие элементы, то в этом случае ее иногда называют также и кольцевой канавкой.

Стальной выфрезированный породоразрушающий элемент шарошки принято называть зубом или зубцом, а твердосплавный вставной (изготовленный из спекаемого обычно карбидовольфрамового порошка) — зубцом или штырем 28 (см. рис. 4.2). Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обыч-172 но выемкой 22. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрезировкой.

Нижняя часть 17 зуба — основание, а верхняя 18 — вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины зуба, а нередко и всю вершину полностью неправильно обобщают единым названием "режущая кромка".

Поверхность 25 зуба, обращенную к периферии — к периферийному венцу шарошки, принято называть обычно наружной стороной, а поверхность 26, обращенную к вершине, — внутренней стороной зуба. Поверхность 24, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей, или передней, гранью (реже — передней стороной или передним крылом зуба), а поверхнось 23, направленная в противоположную сторону, — тыльной, или задней, гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием.

На верхнем торце присоединительной головки 1 выбивают размер, заводской номер и тип долота, товарный знак и номер партии долот.

Широкий проходной канал, ограниченный внутренними стенками головки 1, принято называть внутренней полостью 14 долота, а заплечики 15 — упорным уступом (торцом), который обычно имеет скошенную фаску.

На схеме (см. рис. 4.2) видны также крышка 16 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан

11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки.

Внутренние элементы долота показаны на рис. 4.3. Опора шарошки долота обычно состоит из консольной цапфы 2, составляющей единое целое с лапой 15, и подшипников, позволяющих шарошке при вращении долота свободно вращаться относительно цапфы и передавать осевые и радиальные нагрузки. Один из подшипников одновременно с отмеченными функциями выполняет также роль запирающего, фиксирующего устройства, удерживающего шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют замковым. Как правило, он выполняется в виде шарикоподшипника 12. Его шары заводятся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход 16, просверливаемый в цапфе и запираемый после их установки специальной деталью, называемой замковым пальцем 18. Эта деталь имеет форму штыря, а выполняет роль пробки, заходящей в п р о-ход 16 и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10.

1918 1716

FF?/

15

>20

-21

22

13

23

9 2

Рис. 4.3. Внутренние элементы шарошечного долота:

t — элементы опор ы шарошки; • — секция долота с герметизированной опорой


a


В пальце 18 на одном его конце (переднем) вытачивается сферический вырез 17, точно соответствующий (при совместной обработке пальца с цапфой) профилю внутренней беговой дорожки 10 замкового подшипника, а на другом — канавка 19 под сварочный шов, фиксирующий правильное положение пальца и препятствующий его смещению и выпадению.

По обеим сторонам замкового подшипника обычно монтируют большой и малый подшипники. Большой подшипник у многих отечественных и зарубежных долот состоит из беговой дорожки 14, роликов 13 и направляющих плоскостей 1. Он отделяется от замкового шарикового подшипника буртиком 11.

Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с втулкой 4, которая впрессовывается в гнездо 8, высверливаемое в шарошке. Втулку 4 часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) 3 и боковая поверхности цапфы на участке этого подшипника наплавляются тонким антиабразивным покрытием.

В состав опоры, как правило, входит также подшипник 9 в виде планшайбы с накаткой б по боковой поверхности и со шлифованным днищем 5. Подпятник впрессовывают в соответствующее ему гнездо 7, высверленное в днище ша р ош-ки. Его нередко называют концевым упорным подшипником, однако под концевым подшипником также подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4 или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку 4 и подпятник 9.

В случае если опора долота герметизирована (см. рис. 4.3, •), в ее состав чаще всего включают также сальниковое уплотнение 23, гибкую диафрагму 21 (являющуюся основной деталью компенсатора 25), заполняемый смазкой резервуар (или лубрикатор) 24, каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20, перекрывающую полость резервуара 24.

В России для бурения нефтяных скважин выпускаются одно-, двух- и трехшарошечные долота.

Одношарошечные долота разработаны в СевКавНИПИ. Все они относятся к одному классу (с твердосплавным вооружением) и одному типу С3 (по старому обозначению С1) — для средних, преимущественно карбонатных, хрупких пород, таких как доломиты, конгломераты, известняки и др.

По своим конструктивным особенностям они разделаются на модификации (рис. 4.4, t—„). Одношарошечное долото состоит из корпуса с присоединительной головкой, лапы и сферической шарошки. Промывочное устройство в виде сквозного периферического отверстия просверливается в ла-

Рис. 4.4. Модификации отечественных одношарошечных долот:

t — основная (серийная); • — с кольцевыми расточками на шарошке; , — с нижней промывкой; „ — с коническими зубками; 1 — ко рпус долота; 2 — шарошка

пе недалеко от основания цапфы, направляющего струю раствора по касательной к поверхности шарошки.

Корпус выполнен с утолщенной консольной лапой, изготовляемой с цапфой, ось которой наклонена под углом 30° к оси долота.

Опора включает два шарикоподшипника, один из которых выполняется замковым, и два подшипника скольжения. В новом долоте основные нагрузки несут шарикоподшипники.

Двухшарошечные долота разрабатывает СКБ Геотехники вместе с Верхнесергинским долотным заводом. Их применяют, главным образом, при бурении геологоразведочных скважин.

Современные модели двухшарошечных долот можно распределить на два класса, четыре типа и несколько модификаций, отличающихся одна от другой по схеме и конструкции промывочного узла либо опоры шарошек.

Долота первого класса изготовляют двух типов — М и С.

Двухшарошечные долота типа М предназначены для бурения скважин сплошным забоем и в слабых, наиболее мягких и вязких несцементированных породах, таких как суглинки, слабые глины и мергели. Эти долота изготовляют трех типоразмеров: В112МГ, В132МГ и В151МГ.

Долото В112МГ выполняется двухсекционным (рис. 4.5, ?).

Секции (см. рис. 4.2 и 4.3,    )    сопрягаются плоскостями на

фиксирующих штифтах и свариваются сварным швом. Угол наклона цапф к оси долота — 57°30'. Опора каждой шарошки выполнена по схеме СШР, т.е. подшипник скольжения — шарикоподшипник (замковый) — роликовый подшипник. Шарошки — самоочищающиеся со смещением их осей относительно оси долота на 3 мм.

Фрезерованные зубья шарошек — крупные, заостренные, защищенные твердосплавной наплавкой. Такое вооружение обеспечивает наиболее высокую эффективность в очень мягких и вязких породах. Промывка — боковая. Промывочные каналы иногда оснащают металлокерамическими соплами, направляющими струи жидкости в зазоры между шарошками.

Долото В132МГ состоит из двух сварных секций. Оси цапф и шарошек наклонены под углом 57°30' к оси долота. Опора шарошки выполнена по схеме ТТТТТТР. Один из шариковых подшипников (большой) — замковый. Шарошки — самоочищающиеся, оснащены крупными фрезерованными зубьями. Рабочие поверхности зубьев армированы зернистой 176

3    4    3    5

Рис. 4.5. Двухшарошечные долота:

t — В 112МГ; • — 2В93С; 1 — секция герметизированной опо р ы долота; 2, 6 — боковые и центральное промывочные отверстия; 3, 4, 5 — подшипники шариковый, роликовый и скольжения соответственно

твердосплавной наплавкой (релит ТЗ), а угол заострения зубьев изменяется в диапазоне 48°36' — 51°50\ Промывочное устройство — боковое, со струйными соплами.

Примерно такой же конструкцией характеризуется долото В151МГ, но у него смещение осей шарошек относительно оси долота составляет 5 мм, а заострение зубьев 45 — 49°.

К типу С относятся долота 2В93С и 2В112СМ, предназначенные для бурения скважин в средних породах, таких как известняки, аргиллиты, алевролиты, уплотненные глины, мергели. Долото 2В93С (рис. 4.5, •) состоит из двух сварных секций, плоскость прилегания которых расположена симметрично относительно шарошек. Оси цапф шарошек наклонены под углом 47°30' к оси долота. Шарошки — самоочищающиеся. Опора шарошки состоит из двух подшипников скольжения и одного шарикового (замкового) подшипника. Вооружение шарошек    представлено    выфрезерованными

стальными зубьями, армированными релитом. Высота и шаг зубьев — средние, несколько меньше, чем у долот типа М. Промывка забоя — центральная, через одно отверстие круглого сечения.

Долото 2В112С по опоре шарошки аналогично долоту В112МГ, а по вооружению и промывочному устройству — долоту 2В93С. Однако у долота 2В112С угол наклона цапф к оси долота составляет 50°.

Двухшарошечные долота второго класса, т.е. со вставным твердосплавным (штыревым) вооружением, выпускают типа К. Они предназначены для бурения скважин в крепких и абразивных породах. Долота указанного типа выпускают диаметрами 59, 76, 93 и 112 мм под шифрами 2Ш59К, В76К, 4В93К и Ш112К соответственно. Долота В76К, 4В93К и Ш112К отличаются от долота 2Ш59К в основном размерами своих элементов.

Трехшарошечные долота можно разделить на шесть серий:    1АН    (рис.    4.6,    t);    2АН    или ГНУ    (рис. 4.6, •);    1АВ    (рис.

4.6, ,); опытную 2АВ; 3АН (ГАУ); долота в конструктивном и качественном отношении, соответствующие отраслевой нормали ОН-26-02-128 — 69 и отличающиеся от остальных целыми (без десятых долей миллиметра) числовыми значениями номинального диаметра в их шифре, например, В97С, В118Т, Д394МГ (см. рис. 4.1, •) и др.

Долота каждой из перечисленных серий могут быть любого класса (т.е. со стальным фрезерованным, штыревым или комбинированным вооружением шарошек), любого типа и любой модификации. Различия проявляются в технологии их изготовления, а также в конструкции опоры и их элементов и частично в размерах долот.

Долота серии 1Ан (см. рис.4.6,а) предназначаются пре-

Рис. 4.6. Трехшарошечные долота 178

имущественно для низкооборотного (на что указывает литера Н в обозначении серии) способа бурения. Их применяют при роторном бурении с винтовым или другим забойным двигателем, вращающим долото с относительно невысокой частотой вращения (до 350 об/мин). Долота данной серии характеризуются повышенной точностью изготовления (литера А в обозначении серии), удлиненной присоединительной резьбой, а также открытой, не защищенной от шлама негерметизиро-ванной опорой, выполненной по схеме РШС (точнее, большой роликоподшипник — замковый шарикоподшипник — узел скольжения, состоящий из радиального и торцового фрикционных подшипников). Первые долота серии 1АН б ы -ли разработаны во ВНИИБТ.

Долота серии 2АН предназначены для низкооборотного (40 — 250 об/мин) способа бурения. Их опора, как и у долот серии 1АН, выполнена по схеме РШС. Отличие заключается в том, что эта опора изготовлена герметизированной и включает устройства для принудительной подачи смазки к трущимся элементам в процессе бурения. С этой целью в спинке лапы каждой секции долота высверливают карман

1 (см. рис. 4.6,    •), служащий резервуаром-лубрикатором

и перекрываемый крышкой 2 после заполнения его смазкой и установки в него эластичного компенсатора 3. Под давлением бурового раствора, проникающего в компенсатор через боковое отверстие в крышке 2, смазка проталкивается к смазочному каналу 4 к подшипникам б—8. Утечке смазки из полости шарошки препятствует сальниковое уплотнение 5, которое перекрывает зазор между шарошкой и цапфой.

Главная особенность этих долот заключается в том, что их изготовляют с опорой, состоящей только из подшипников качения. Опора может быть выполнена по схеме ТТТТТТТТТ (см. рис. 4.6, ,), РШР и ТТТТТТР (в основном в долотах диаметром до 190 мм); опора негерметизированная.

Отечественной промышленностью выпускаются трехшарошечные долота трех классов, 13 типов, нескольких десятков модификаций, 26 размеров, более 150 (включая опытные долота) моделей.

Наименьшее число типов, модификаций и моделей приходится на малые (диаметром 76 — 151 мм) и большие (диаметром 346 — 490 мм, особенно 445 и 490 мм) размеры.

В наиболее широком ассортименте (по числу серий, классов, типов, модификаций и моделей) изготовляют долота диаметром 190 (190,5) мм и особенно 214 (215,9) мм. Это объясняется наибольшим объемом проходки для указанных диаметров ствола скважины и многообразием свойств пород, встречающихся при бурении таких стволов.

В табл. 4.1 показана динамика изменения значений и общего числа размеров шарошечных долот в течение ряда лет по период действия устанавливаемых эти значения документов (отраслевых норм и ГОСТов). Размерный ряд долот с 1975 по 1984 гг. существенно изменился. За это время было введено много новых размеров, в основном соответствующих международному стандарту.

Сопла выполняют двух модификаций: НД (рис. 4.7, Ф) и НКВ (рис. 4.7, •). Сопло НД выполняется укороченным с относительно крутым сужением внутреннего радиального пр о-филя проходного канала, характеризующимся радиусом кривизны R. Значения этого и других параметров (см. рис. 4.7) зависят от номера (размера) сопла:

Большинство долот с опорой качения в настоящее время выпускается в соответствии с ГОСТ 20692 — 75 серии 1АВ (см. рис. 4.6, ,). В этом случае они обозначаются литерой В, стоящей в конце шифра.

К первому классу относятся пять типов со стальным вы-фрезерованным вооружением: М, МС, С, СТ и Т. Наименование типа совпадает с первой буквой в шифре после цифрового обозначения диаметра, характеризующей основное свойство пород.

Рис. 4.7. Сопла ("насадки”) для шарошечных долот марок НД ) и НКВ ( •) 180

Годы

1975-1976

1977 -1980

1981

1982-1984

46

46

46

46

59

59

59

59

76

76

76

76

93

93

93

93

97

98,4

97

97

98,3

108

98,4

98,4

108

112

112

112

112

120,6

118

118

118

132

120,6

120,6

120

139,7

132

132

132

42,9

139,7

139,7

139,7

146

146

146,1

140

149,2

151

151

142,9

151

161

163

145

158,7

165,1

165,1

146

165,1

171,4

171,4

149,2

171,4

187,3

187,3

151

187,3

190,5

190,5

158,7

196

200

200

161

200

212,7

212,7

165,1

212,7

215

215,9

171,4

215,9

222,3

222,3

187,2

222,3

242,9

242,9

190

228,6

244,5

244,5

190,5

244,5

250,8

250,8

196,9

250,8

269,9

269,9

200

260,9

295,3

295,3

212,7

295,3

304,8

304,8

21 4

311,1

311,1

311,1

215,9

320

320

320

222,3

349,2

379,5

349,2

228,6

374,5

374,6

374,6

243

381

393,7

393,7

244,5

393,7

444,5

444,5

250,8

444,5

490

490

269

469,9

508

508

269,9

490

295,0

508

295,3

311,1

520

346

349,2

374,6

381

393

394

444,5

445

469,9

490

508

Долота типа М предназначены для бурения скважин в мягких и вязких породах, характеризуемых низким сопротивлением сжатию и раздавливанию (пески, рыхлые глины, суглинки, супеси, мерзлые глинистые грунты, лед и т.п.).

Долота типа МС используют для бурения скважины в среднемягких неплотных породах, занимающих по своим механическим свойствам промежуточное положение между мягкими и средними породами, или для бурения скважин в мягких породах, чередующимися пропластками средних пород (не очень плотные глины, мел, каменные соли, гипс, слабые известняки и др.).

Долота типа С предназначены для разбуривания пород средней крепости (аргиллиты, плотные глины, алевролиты, слабые мергели и др.).

Долота типа СТ применяют для бурения в породах, занимающих по свойствам промежуточное положение между средними и твердыми, а также для разбуривания средних пород, перемежающихся твердыми пропластками (плотные мергели, неплотные алевролиты с глинистым поровым цементом, песчаники, пористые, органогенные известняки, различные ангидриты, вязкие сланцы и др.).

Долота типа Т предназначены для бурения скважин в твердых, плотных и трещиноватых породах (плотные алевролиты, глинистые сланцы, доломиты, конгломераты твердых и иных формаций, различные песчаники и др.).

Ко второму классу относятся долота шести типов со вставным твердосплавным или штыревым вооружением: МЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К и ОК.

Литера З в обозначении типов МЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, а также МСЗ следующего класса указывает на то, что вооружение шарошек долот данных типов представлено твердосплавными зубьями с заостренной клиновидной головкой.

Долота типа МЗ спроектированы для бурения скважин в мягких абразивных породах (рыхлые и слабые песчаники, песчанистые глины, а также в различных по составу неплотных формациях, перемежающихся прослойками слабосце-ментированных песчаников и алевролитов).

Долота типа СЗ предназначены для бурения средних абразивных пород (песчаники средней плотности, плотные песчанистые породы, алевролиты абразивные и др.). Однако эти долота можно применять и при разбурива-нии обычных мягких, среднемягких, средних и перемежающихся пород.

Долота типа ТЗ предназначены для бурения среднетвердых и твердых абразивных пород (плотные песчаники, песчанистые доломиты, слабокварцованные известняки и алевролиты и др.). Эти долота можно применять и при разбуривании средних пород, перемежающихся более твердыми.

Долота типа ТКЗ строектированы для бурения твердокрепких абразивных пород (плотные песчаники, доломиты, слабокварцованные известняки и доломиты, кремнистые сланцы и др.). Их можно применять и для разбуривания твердых пород, перемежающихся прослойками крепких.

Долота типа К предназначены для бурения скважин в крепких абразивных породах (граниты, диабазы, окварцованные доломиты, порфириты, пириты, очень крепкие песчаники и др.).

Долота типа ОК внешне мало отличаются от долот типа К. Они предназначены для бурения скважин в очень крепких и очень абразивных породах (кварциты, сливной кварц, джеспилиты, такониты, кремень, крепкие порфириты и др.). Эти долота применяют главным образом в горнорудной промышленности. Они оснащены самым мощным твердосплавным вооружением, оказывающим дробяще-скалывающее воздействие на породы забоя.

Долота типа МСЗ разработаны для бурения мягкосредних абразивных пород (слабосцементированные песчаники, песчанистые мергели, полуабразивные песчано-глинистые моренные отложения, нетвердые карбонатные породы, перемежающиеся с прослойками песчаников и алевролитов и т.п.). Эти долота могут разбуривать также неабразивные мягкие, средние и среднемягкие формации (супеси, суглинки, мел, глины, аргиллиты, известняки и др.).

Долота типа ТК предназначены для бурения твердокрепких пород (конгломераты, очень плотные глины, твердые известняки, доломиты, глинистые сланцы и т.п.). Этими долотами также можно разбуривать средние, твердые и трещиноватые породы.

4.2. ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА

В отличие от шарошечных лопастные долота просты по конструкции и технологии изготовления.

Лопастные долота обеспечивают высокую механическую скорость в рыхлых, мягких и несцементированных породах. В таких породах проходки этими долотами за рейс достигают нескольких сотен метров, а в некоторых случаях даже 1500-2000 м. Но при этом в связи с неизбежной для таких больших интервалов глубин перемежаемостью пород (в том числе твердых и абразивных) часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. Кроме того, при бурении необходимо прикладывать к долотам большой крутящий момент. Режущие элементы долот находятся в постоянном контакте с породой и поэтому более интенсивно изнашиваются по сравнению с шарошечными долотами.

Бурение лопастным долотом нередко сопряжено с опасностью значительного искривления ствола скважины, особенно если оно производится без применения центраторов, стабилизаторов и калибраторов. Это объясняется малой площадью контакта долота с забоем по сравнению с общей площадью поперечного сечения скважин, необходимостью передачи через него значительной осевой нагрузки, высокого крутящего момента, большой энергии, а также особенностями конструкции лопастного устройства.

Одна из наиболее простых конструкций лопастного долота показана на рис. 4.8. В состав лопастного долота входят

3

4

Вид А

Рис. 4.8. Двухлопастное долото

корпус 1 и лопасти 2. В верхней части корпуса нарезается присоединительная резьба 3 (в данном случае внутренняя муфтовая), а в нижней — просверливаются основные промывочные отверстия 4 без сопел для подачи бурового раствора на забой.

Боковые калибрующие и другие рабочие поверхности лопастей обычно покрывают релитом 5 или чугуном 6.

Более сложная конструкция лопастного долота показана на рис. 4.9. В состав этого долота, кроме корпуса 1 и лопастей 2, входят сопло 7, уплотнительные кольца 3 для герметизации промывочного узла и зазора между соплом 7 и гнездом в корпусе долота, байонетная шайба 5 для удержания сопла,

10


в


1 ^ Ф30,4


Рис. 4.9. Трехлопастное долото:

t, • — типа МС; , — сопло


болт 8 со стопорной шайбой 9 для крепления байонетной шайбы, запрессованные почти вровень с поверхностью лопасти твердосплавные вставки (штыри) 4 и пластины 10.

Присоединительная резьба 6 на верхней части корпуса 1 выполняется наружной, ниппельной на такой же конической присоединительной головке, как и у шарошечных долот.

Отечественные лопастные долота выпускаются следующих пяти разновидностей: 2Л — двухлопастные (см. рис. 4.8), 3Л — трехлопастные (см. рис. 4.9,а, •), 3ИР — трехлопастные истирающе-режущие (рис. 4.10), 6ИР — шестилопастные истирающе-режущие (рис. 4.11), П — пикообразные однолопастные (рис. 4.12).


Рис. 4.10. Долото ЗИР:

1 — корпус; 2 — лопасти; 3 — твердосплавные штыри; 4 — сопло; 5, 8 — байонетная и стопорная шайбы; 6 — уплотнительное кольцо; 7 — болт

Лопастные долота делятся на типы в соответствии с их назначением.

В настоящее время лопастные долота первых четырех указанных разновидностей принято относить к одному из четырех типов: М, МС, МСЗ или С. При этом долота разновидностей 2Л и 3Л разделяются на два типа: М - для бурения мягких пород (супеси, суглинки, несвязные грунты и т.п.); МС - для разбуривания среднемягких пород (мел, рыхлый мергель, глины, слабый известняк).

Долота разновидности 3ИР, согласно их назначению, относят к типу МСЗ (для бурения абразивных среднемягких пород - слабосцементированные песчаники, песчанистые глины, алевролиты), а разновидности 6ИР - к типу М (для бурения средних пород - аргиллиты, глинистые сланцы, гипсы).

Пикообразные долота изготовляют двух типов: Ц - для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн, Р (см. рис. 4.12) - для расширения ствола скважины.

В настоящее время выпускают лопастные долота диаметром от 76 до 445 м.

Рассмотрим номенклатуру лопастных долот каждой разновидности. Долота разновидности 2Л, т.е. двухлопастные (см. рис. 4.8), выпускаются двух типов - М и МС.

Долота типа М характеризуются армированием нижних режущих кромок лопастей релитом с последующим покрытием всей передней (по ходу вращения долота) поверхности (грани) каждой лопасти специальным чугуном. Боковая калибрующая поверхность лопасти армируется твердосплавными штырями с последующей наплавкой релитом. Внутренние поверхности лопастей в центральной части долота также наплавляют релитом.

Двухлопастные долота обоих типов изготовляют только одной модификации - цельноковаными и лишь с обычной (неструйной) промывкой, без сопел (с двумя цилиндрическими промывочными отверстиями). Оси промывочных отверстий отклоняются от продольной оси долота под углом 15 и 20° в долотах диаметрами соответственно 76-132 и 140 — 161 мм. В поперечном (горизонтальном) сечении их проекции наклонены к оси симметрии под углом 60°.

Указанные долота выпускают следующих моделей: 2Л76М, 2Л76МС,    2Л93М,    2Л93МС,    2Л97М,    2Л97МС, 2Л112М,

2Л112МС, 2Л118М, 2Л118МС, 2Л132М, 2Л132МС, 2Л140М, 2Л140МС, 2Л151М, 2Л151МС, 2Л161М и 2Л161МС.

В приведенных цифрах сочетание 2Л обозначает разновидность долота (двухлопастное), далее цифрами обозначен номинальный диаметр в миллиметрах (например, 76, 93 и т.д.) и в конце шифра буквами М и МС указан тип долота.

ОСТ 26-02-1282 — 75 предусматривает изготовление двухлопастных долот типов М и МС 14 малых размеров — диаметром от 76 до 165,1 мм. Долота разновидности 3Л (трехлопастные) так же, как и двухлопастные, выпускают двух типов — М и МС. Особенности долот каждого из этих типов такие же, как и у долот разновидности 2Л, т.е. режущие кромки лопастей у долота типа М армированы релитом, а у долота типа МС — твердосплавными пластинами.

Долота обоих типов изготовляют только сварной модификации, т.е. с приваренными к корпусу лопастями. По конструкции промывочного устройства они могут быть выполнены с соплами (струйными или гидромониторными), либо без сопел.

Долота разновидности 3ИР (см. рис. 4.10) изготовляют только типа МСЗ — для мягких и среднемягких абразивных пород. Они имеют такое же количество лопастей, как долота 3Л, однако формы их выполнения и армирования существенно различаются.

Долота разновидностей 6ИР (см. рис. 4.11) выпускают только типа С — для бурения средних пород. Эти долота в отличие от предыдущих оснащены, помимо трех основных, тремя укороченными боковыми лопастями, армированными твердосплавными штырями и релитом примерно таким же образом, как и основные лопасти. Главное назначение этих лопастей — усиление калибрующей способности долота, что обеспечивается большим количеством штырей на боковых поверхностях основных лопастей. При сопоставлении долот (см. рис. 4.10 и 4.11) можно заметить, что форма выполнения основных лопастей у долота 6ИР несколько иная, чем у долота 3ИР. Так, сужение лопастей от периферии к оси долота и выполнение тыльной поверхности выражено более четко у долот 6ИР, чем у долот 3ИР.

Долота пикообразные, или однолопастные, часто называют долотами специального назначения, так как в отличие от других они разбуривают не забой скважины, а главным образом цементные пробки и металлические детали низа обсадных труб (тип Ц) или стенки скважины при расширении ее ствола (тип Р).

Долота обоих типов выполняются с круглым корпусом 1 (см. рис. 4.12) и заостренной (под углом около 90°± 1°45') пикообразной лопастью 2. Рабочая кромка лопасти скошена под углом 45° и армирована с набегающей стороны релитом и твердосплавными пластинами 3. Сверху наносят защитное чугунное покрытие. Тыльную сторону рабочей кромки согласно ТУ 26-02-675 — 75 также покрывают чугуном.

Долота типа Р отличаются от долот типа Ц армированием боковых калибрующих поверхностей лопасти твердосплавными штырями 4 и релитом (см. рис. 4.12). Эти поверхности являются рабочими, разрушающими и калибрующими стенки скважины.

Долота типа Ц выпускают в соответствии с ТУ 26-02-675 — 75 следующих моделей: ПЦ97, ПЦ112, ПЦ118, ПЦ140, ПЦ151, ПЦ161, ПЦ190, ПЦ295,3 (ПЦ295), ПЦ320, ПЦ370 и ПЦ444,5 (ПЦ445).

Изготовляют следующие модели долота типа Р — ПР118, ПР132, ПР140, ПР151, ПР161, ПР190, ПР295,3 (ПР295), ПР320, ПР370 и ПР445,5 (ПР445).

4.3. ФРЕЗЕРНЫЕ ДОЛОТА

Фрезерные долота характеризуются еще более простой конструкцией, чем лопастные.

Долото состоит из удлиненного монолитного корпуса, составляющих с этим корпусом единое целое рабочих органов, армированных твердым сплавом, и простейшего промывочного устройства. Во многих современных конструкциях рабочие органы отсутствуют и роль породоразрушающих элементов выполняют не режущие кромки рабочих органов, а твердосплавные штыри, запрессованные в торец фрезерного долота. Промывочным устройством могут служить один или несколько каналов в корпусе долота.

Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок. Эта функция фрезерных долот привела к выделению и совершенствованию отдельной их разновидности — фрезеров.

В процессе выполнения основной функции бурового долота — бурения массива горных пород на забое скважины — наряду с высокой стойкостью и прочностью фрезерных долот по сравнению с шарошечными и некоторыми преимуществами (например, хорошая сопротивляемость, износ по диаметру при требуемом армировании боковой поверхности, большая устойчивость, прочность и др.) перед лопастными выявились существенные недостатки фрезер-190 ных долот (низкая механическая скорость проходки, низкая проходка на долото в твердых и крепких породах, непригодность для бурения глин и других вязких и пластичных пород).

4.4. ДОЛОТА ИСМ

Долота ИСМ отличаются от фрезерных, лопастных и алмазных, главным образом, тем, что их породоразрушающие (рабочие) элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Рабочие элементы (вставки из славути-ча) крепят к стальному корусу долота своей посадочной (цилиндрической) частью (хвостовиком) методом пайки. Форму рабочей поверхности вставок, марку славутича, его содержание (объем в кубических сантиметрах) в инструменте и число вставок выбирают в зависимости от типа долота, т.е. в соответствии с физико-механическими свойствами буримых пород.

В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ могут быть выполнены цельноковаными с последующим фрезерованием лопастей либо с праваренными лопастями.

Долота ИСМ по сравнению с фрезерными и лопастными обладают более высокой износостойкостью, а по сравнению с долотами, оснащенными природными алмазами, - меньшими стоимостью и поршневанием, лучшей проходимостью по стволу скважины и защитой их породоразрушающих элементов, поэтому они реже выходят из строя при недостаточно тщательной подготовке ствола и забоя перед их спуском в скважину.

Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие. Первые весьма похожи на лопастные, вторые - на фрезерные, а третьи - на алмазные.

Режущие долота ИСМ предназначены для бурения глубоких скважины в мягких и средних пластичных породах. Долото ИСМ (рис. 4.13) по внешнему виду и конструкции похоже на долото 6ИР (см. рис. 4.11), но отличается от него формой рабочей части лопастей, способом их закрепления на корпусе долота и расположением дополнительных лопастей. У долота ИСМ (первая модификация) основные лопасти

1, 2 и 3 (см. рис. 4.13) сходятся вместе по общей оси долота и привариваются к составному корпусу 4 в специальных пазах. Дополнительные (стабилизирующие) лопасти 5 перед

Рис. 4.14. Режущее долото ИСМ второй модификации с узкими (t) и широким ( •) промывочными отверстиями

Рис. 4.16. Истирающие долота


приваркой также заводят в специальные пазы, вырезанные на боковой поверхности корпуса асимметрично относительно основных лопастей.

Дополнительные лопасти выполняются укороченными, характеризуются трапециевидным профилем и армируются по рабочим боковым поверхностям твердосплавными штырями 6 (с плоской рабочей головкой, не выступающей за поверхность лопасти), которые запрессовываются и по боковым поверхностям основных лопастей. Поэтому дополнительные лопасти не только обеспечивают стабилизацию и уравновешивание долота в стволе скважины, но и способствуют росту общей калибрующей поверхности долота по диаметру.

Вставки 8, оснащенные славутичем, выполняют с цилиндрической боковой поверхостью и полусферической (для торца основной лопасти) и плоской (для калибрующей поверхности лопасти) рабочими головками. Сопла 7 изготовляют из твердого сплава.

Сопла и струйный промывочный узел в целом рассчитаны на истечение бурового раствора со скоростью 90—120 м/с.

Выполнение промывочного устройства (узла) долота второй модификации показано на рис. 4.14. Оно отличается одним широким центральным промывочным отверстием, разделенным лопастями на три сектора.

Струйная модификация по промывке отличается от первой соплами, которые смонтированы и закреплены (с помощью пайки) в боковых каналах, просверленных в корпусе долота (см. рис. 4.13, •).

Долота первой и второй модификаций по промывке применяют, главным образом, при турбинном бурении, а третьей — при роторном способе бурения.

Долота с обычной ("свободной") промывкой (преимущественно вторая модификация по промывке) выпускаются девяти размеров по диаметрам 188 — 392 мм, а долота третьей модификации — двух размеров по диаметрам 212 и 267 мм. Выпуск долот первой модификации (с центральным осевым широким отверстием) в последнее время ограничен.

Пример обозначения режущего долота: ИСМ188-РГ-10, где ИСМ — вид долота, 188 — номинальный диаметр по калибрующей части в мм, Р — разновидность долота (режущее), Г — модификация (гидромониторная промывка), 10 — порядковый номер конструкции.

Торцовые долота ИСМ (рис. 4.15) предназначены для бурения и забуривания нового ствола, но могут быть использованы и при ликвидации аварий. Внешне они похожи на фре-192

Импрегнированные долота типа С характеризуются толстым (7 — 8 мм) рабочим слоем матрицы, перемешанной с овализированными алмазами XXXIV группы III категории качества. Эти долота имеют ступенчаную форму рабочей поверхности и выпускаются двух диаметров — 188 и 212 мм под шифрами ДИ188С6, ДИ212С6 и ДИ212С2.

Долота типа СТ предназначены для бурения среднетвердых пород. Они выполняются только однослойными с радиальным расположением рабочих органов и промывочных пазов. Эти долота изготовляют четырех диаметров — 140, 159, 188 и 212 мм. Выпускают две модели долот диаметром 140 мм (ДР140СТ1): с алмазами XV6 группы I категории (для наиболее тяжелых условий бурения) качества и алмазами той же группы, но II категории качества. Долота остальных размеров изготовляют только с алмазами XV6 группы II категории качества и выпускают под шифрами ДР159СТ1, ДР188СТ1 и ДР212СТ1.

Долота второго класса изготовляют с искусственными алмазами марки СВП-П что означает синтетическое, ВНИИТС (автор технологии), светлые (прозрачные), прочные. Эти алмазы несколько уступают природным по прочности.

Долота с синтетическими алмазами выпускают четырех разновидностей: однослойные ступенчатые, однослойные радиальные (лопастные), импрегнированные ступенчатые и импрегнированные радиальные (лопастные), но только одного типа С.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами и выполняют со ступенчатой формой рабочей головки. Они выпускаются пяти размеров моделей ДКС138С, ДКС188С6, ДКС12С6, ДКС267С6. Литера С в середине шифра свидетельствует о том, что алмазы в долотах синтетические.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами, привариваемыми к корпусу долота в процессе изготовления последнего. Такие долота выпускают трех размеров и трех моделей ДЛС188С1, ДЛС212С1 и ДЛС267С1.

Импрегнированные ступенчатые долота по конструкции аналогичны однослойным долотам разновидности ДК и характеризуются закругленными тороидальными ступеньками, импрегнированными дроблеными синтетическими алмазами по толщине матрицы на 7 — 8 мм. Эти долота выпускают также трех размеров моделей ДКСИ188С6, ДКСИ212С6 и ДКС267С6.

Импрегнированные лопастные долота с синтетическими алмазами выпускают пока только одного размера — модель ДЛСМ212С3.

4.6. ШАРОШЕЧНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ

ГОЛОВКИ

Бурильные головки, помимо разбуривания забоя скважины и калибровки ее стенок, должны также формировать в центре забоя целиковый столбик породы — керн и предотвращать в процессе бурения любое повреждение керна как образца, служащего источником информации о свойствах буримой породы.

Как все шарошечные инструменты, бурильные головки эффективно разрушают горные породы широкого диапазона буримости, твердости и абразивности; в меньшей степени, чем лопастные, подвержены уменьшению диаметра и по сравнению с инструментом ИСМ и алмазным имеют невысокую стоимость.

На рис. 4.18, Ф показаны основные узлы и элементы шарошечной бурильной головки. Она состоит из шарошек 1, лап 2, присоединительной резьбовой головки 3, промывочного устройства 4 и узла опоры, включающего подшипники 5-7.

Шарошки в бурильной головке могут быть коническими, одно-, двух- или трехконусными (см. рис. 4.18, Ф, ¦), в виде усеченного конуса (рис. 4.19, Ф), цилиндрическими (рис. 4.20), сферическими (рис. 4.21, Ф) и чечевицеобразными (рис. 4.21, ¦). Бурильная головка может быть выполнена с одним рабочим органом — шарошкой (см. рис. 4.21, Ф), с тремя (см. рис. 4.21, ¦), четырьмя (см. рис. 4.18, Ф—„), шестью (рис. 4.19. Ф—„), восемью (см. рис. 4.20) шарошками и более.

Число и конструкция подшипников в опоре каждой шарошки могут быть различными в зависимости от формы и размеров шарошки и бурильной головки. Конические шарошки обычно монтируют на двух-трех подшипниках качения. Один-два подшипника в опоре шарошки иногда бывают фрикционными. В качестве замкового подшипника функционирует, как и в опорах шарошечных долот, почти исключительно шарикоподшипник. Шарошки могут быть установлены не только на цапфах лап (см. рис. 4.18, Ф, ¦), но и на осях.

В некоторых конструкциях (см. рис. 4.18, Ф—„, и 4.21, Ф, ¦)

Рис. 4.18. Шарошечные бурильные головки:

a— 1ВК295СТ; • - ДВК; , - 2ВК214/60СТ; „ - 2ВК214/60ТКЗ

одна и та же шарошка, кроме разрушения кольцевого забоя, формирует керн и стенку скважины. Существуют конструкции (см. рис. 4.19, t—„), в которЫх одни шарошки 1 расположены ближе к оси долота, обуривают керн и разрушают прилегающую к нему центральную часть забоя, а другие 2 обращены к периферии, разбуривают наружную зону забоя и калибруют ствол скважины. Поэтому шарошки 1 называют внутренними и кернообразующими, а шарошки 2 — наружными и скважинообразующими.

Вооружение шарошек может быть стальным (фрезерованным) с наплавкой твердым сплавом, вставным (штыревым) или комбинированным.

Лапы 2 (см. рис. 4.18, t) с шарошками 1 часто образуют

Рис. 4.19. Шестишарошечные бурильные головки:

$ - румынская; • - 21ВК190/80СТ; , - 10НК190/80СТЗ; „ - 20НК190/80К

Рис. 4.20. Бурильная головка 17НК187,Э/80МСЗ

Рис. 4.21. Бурильные головки:

   - одношарошечная

6ВК190/80СЗ;    •    -    трех

шарошечная

отдельные секции бурильной головки, собираемые на штифтах и свариваемые вместе с образованием при этом присоединительной головки 3. Но бывают бурильные головки с литым цилиндрическим корпусом (см. рис. 4.19, Ф—„).

Промывочное устройство (промывочный узел) состоит обычно из нескольких каналов, просверленных в лапах или в корпусе бурильной головки, но может включать втулку или патрубки, соединяющиеся с внутренней полостью присоединительной головки (см. рис. 4.18, ¦). Выходные промывочные отверстия обычно располагаются между шарошками на некотором расстоянии от керна во избежание его размыва. Важные параметры конструкции бурильной головки — высота керноприема и его коэффициент. Высотой керноприема принято называть расстояние от зоны образования керна до кернорвателя, а коэффициентом керноприема — отношение к этому расстоянию диаметра керна.

Одношарошечные бурильные головки (см. рис. 4.21, Ф) разработаны в СевКавНИПИнефти только второго класса и одного типа — для отбора керна в карбонатных среднетвердых породах. Шарошка бурильной головки выполнена сферической с широкими продольными промывочными пазами и круглым отверстием, обращенным к керноприемнику, выполненному в пустотелой цапфе. Наружная и торцовая поверхности шарошки оснащены вставными твердосплавными штырями формы Г23 с плоско-выпуклой рабочей головкой.

Штыри (зубки), расположенные на наружной поверхности шарошек, обеспечивают разрушение породы в кольцевой зоне между керном и стенкой скважины и калибруют ствол скважины, а зубки, запрессованные на торце шарошки (а также на торце цапфы в новых конструкциях), формируют столбик керна.

Высота керноприемника уменьшена до минимума, и коэффициент керноприемника очень высок. Разность между диаметрами скважины и керна невелика. Шарошка смонтирована на мощной опоре по схеме СШС. Промывочное устройство состоит из ряда наклонных каналов у бурильных головок большого размера и из широкого щелевого отверстия в бурильной головке малого размера. Все отверстия обращены в одну сторону забоя, к его периферии. Трехшарошечные бурильные головки (см. рис. 4.21, ¦) разработаны во ВНИИБТ. В настоящее время они выпускаются серии 6ВК только второго (с твердосплавным вооружением) класса и одного типа СЗ.

Бурильные головки СЗ предназначены для бурения скважин кольцевым забоем в средних и среднетвердых породах малой и средней абразивности (известняки и др.).

Описанные бурильные головки изготовляют следующих моделей: 6ВК190/80СЗ, 6ВК214/80СЗ, 6НК187,Э/80СЗ.

Четырехшарошечные бурильные головки выпускаются двух классов — третьего с комбинированным вооружением и второго со штыревым вооружением. Бурильные головки с комбинированным вооружением шарошек изготовляют типа СТ для бурения мягких и средних пород, перемежающихся твердыми. Выпускают две серии этих бурильных головок: 1ВК и 2ВК.

Бурильные головки серии 1ВК производят трех размеров моделей 1ВК190СТ, 1ВК269СТ и 1ВК295СТ (см. рис. 4.18, t).

Они выполняются секционными и могут применяться как в турбинном, так и в роторном бурении соответственно со съемными керноприемниками и без них.

Опора шарошки у всех бурильных головок 1ВК выполнена по схеме ролик — шарик (замковый) — шарик. Шарошки — самоочищающиеся, оснащены по всем венцам относительно невысокими фрезерованными зубьями, наплавленными релитом. Вершины шарошек, участвующие в образовании керна, армированы твердосплавными вставками. Промывка забоя осуществляется через патрубки. Диаметр керна у бурильных головок 1ВК190СТ составляет 33 мм, а у бурильных головок 1ВК269СТ и 1ВК295ВК — 47 мм.

Бурильные головки того же типа СТ, но более совершенной    серии 2ВК выпускаются моделей 2ВК190/40СТ,

2ВК214/60СТ (см. рис. 4.18, ,) и 2ВК269,9/60СТ, приспособленных для бурения со съемной грунтоноской при турбинном бурении и без нее при роторном способе бурения. Корпус этих бурильных головок также сварной секционный.

Бурильные головки второго класса (лишь с твердосплавным вооружением) выпускаются типа ТКЗ — для колонкового бурения в твердокрепких абразивных породах (плотные песчаники, доломиты, конгломераты, очень плотные глины и др.). Эти бурильные головки изготовляют серии 2ВК двух моделей: 2ВК190/40ТКЗ и 2ВК214/60ТКЗ (см. рис. 4.18, „). Твердосплавные зубки с клиновидной и полусферической рабочими головками чередуются по каждому венцу любой из шарошек. Опора шарошки и другие конструктивные особенности такие же, как и бурильных головок типа СТ той же серии 2ВК.

Пятишарошечные бурильные головки в настоящее время изготовляются серии 24НК, которая разработана также

ВНИИБТ. Они относятся ко второму классу, к типу ТКЗ. Выпускаются крупными опытно-промышленными партиями двух моделей: 24НК139,7/52ТКЗ и 24НК158,7/67ТКЗ.

Шестишарошечные бурильные головки выпускают со стальным и твердосплавным вооружением. Бурильные головки данной разновидности со стальным (фрезерованным) вооружением (т.е. первого класса) изготовляют одного типа СТ — для среднетвердых пород. В массовом производстве пока находятся бурильные головки только двух моделей: 21ВК190/80СТ (см. рис. 4.19, ¦) и 21ВК214/80СТ.

Восьмишарошечные бурильные головки выпускают одного типа — МЗС. Они предназначены для низкооборотного бурения с отбором керна в среднемягких породах (известняки, доломиты, ангидриты, мергели, переслаивающиеся с аргиллитами, алевролитами и битуминозными песчаниками).

Эти бурильные головки изготовляют серии 17 (см. рис.

4.20).    Бурильная головка этой серии состоит из корпуса 10, приваренной к нему муфты 9 (или ниппеля) и шарошек 4 и 7, смонтированных в пазах корпуса 10 попарно на четырех осях 2. Три оси выполнены с запорным хвостовиком 1, удерживающим другую (перпендикулярную к хвостовику) ось от выпадения, а четвертая, собираемая последней, запирается винтом 8. Наружная поверхность шарошки состоит из цилиндрической и конической частей. Цилиндрическая часть оснащена твердосплавными зубками 6 с клиновидной головкой, ориентированной своим лезвием под углом 45° к образующей цилиндра таким образом, что зубки на наружной 4 и внутренней 7 шарошках направлены в разные стороны. Коническая часть шарошки вооружена подрезными зубками 5, служащими для калибровки керна (шарошки 7) и скважины (шарошка 4) и перекрывающими забой между основными зубками 6. Шарошка 4 упирается своим торцом в шайбу 3, прилегающую к корпусу бурильной головки. Описанная конструкция предусматривает возможность сборки и разборки бурильной головки в полевых условиях с целью замены изношенных деталей (осей, винтов, шайб) и шарошек в соответствии с разработанной инструкцией.

В процессе бурения данная бурильная головка оказывает на буримые породы преимущественно режущее действие. Она изготовлена двух моделей: 17НК187,3/80МЗС (см. рис.

4.20)    и 17ВК212,7/80МЗС.

4.7. ЛОПАСТНЫЕ, ФРЕЗЕРНЫЕ И ТВЕРДОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ

Лопастные бурильные головки (рис. 4.22, t) просты по конструкции и изготовлению, работают в режиме резания, без ударов и вибраций. Поэтому по сравнению с шарошечными бурильными головками они обеспечивают лучшую сохранность керна. Недостатки лопастных бурильных головок в общем те же, что и лопастных долот: относительно узкая область применения, возможное уменьшение диаметра скважины и др.

В состав бурильной головки входят пулевидный корпус 1, составляющие с этим корпусом единое целое (обычно приварные) лопасти 2 и резцы 3, а также промывочные сопла 4. Рабочие поверхности лопастей 2 и режущие кромки резцов 3 обычно армируют износостойким твердым сплавом. Бурильные головки, предназначенные для колонкового бурения в слабых породах, армируют чаще всего зернистым литым (направляемым) сплавом, бурильные головки для мягких и среднемягких пород - вставными штырями из карбида вольфрама (рис. 4.22, •).

Бурильные головки (рис. 4.22, ,, „) напоминают по форме и действию фрезерное долото и могут быть названы фрезерными. Они эффективны при роторном бурении с отбором керна.

Твердосплавные бурильные головки (коронки) представляют собой обычно цилиндрические кольца с закрепленными в них твердосплавными режущими элементами в виде резцов, зубцов или пластинок. Они применяются при бурении мелких колонковых скважин в основном на твердые полезные ископаемые.

В России выпускаются лопастные бурильные головки только одной разновидности (см. рис. 4.22, •), которые можно отнести к фрезерным. Эти бурильные головки разработаны для роторного бурения в комплекте с колонковым снарядом с несъемным керноприемником. Они предназначены для отбора керна в мягких породах (красноцветные моренные отложения, суглинки, мягкие глины, мел, мягкие и слабые известняки, мергели и т.п.).

Для колонкового бурения скважин небольшого диаметра, преимущественно геологоразведочных, серийно выпускаются тонкостенные твердосплавные коронки.

Рис. 4.22. Лопастные и фрезерные бурильные головки:

а — фирмы "Эй-Уан Бит энд Тул”; б - 11НК187/80МИ; в, г — румынские; 1 — корпус долота; 2 — лопасти; 3

— резцы;


4 — промывочные сопла; 5 — твердосплавные режущие инструменты; 6 — боковые промывочные сопла

4.8. АЛМАЗНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ И БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ ИСМ

Алмазные бурильные головки по конструктивным особенностям и характеру воздействия на породу и столбик керна наиболее подходят для колонкового бурения.

По технологии изготовления, расположения алмазов и промывочных канавок они имеют много общего с алмазными долотами. Поэтому указанные бурильные головки могут быть классифицированы на те же два класса — с природными и искусственными (синтетическими) алмазами и примерно на те же основные разновидности: радиальную (рис. 4.23, Ф), радиальноступенчатую (рис. 4.23, ¦) и спиральную (рис. 4.23, ,). По назначению и свойствам разбуриваемых ими пород они распределяются на типы, по конструктивным особенностям — на модификации, по размерам — на модели, по технологии изготовления и форме выполнения — на серии.

Выпускаются алмазные бурильные головки, оснащенные как природными, так и синтетическими алмазами.

Бурильные головки первого класса (с природными алмазами) изготовляются трех разновидностей: однослойные радиальные, однослойные ступенчатые и импергированные.

Бурильные головки для колонковых снарядов со съемным керноприемником (грунтоноской) (рис. 4.24, Ф), изготовляются с ниппельной наружной присоединительной резьбой, а бурильные головки для колонковых снарядов с несъемным керноприемником (рис. 4.24, ¦) — с муфтовой внутренней резьбой.

Бурильные головки ИСМ (рис. 4.25), вооруженные вставками со сверхтвердым материалом славутич, выпускаются в

Рис. 4.23. Алмазные бурильные головки основных разновидностей:

Ф - С20; ¦ - С23; , - С22

настоящее время одной и той же разновидности и одного типа МС (для бурения с отбором керна в среднемягких породах).


Рис. 4.25. Бурильная головка ИСМ


Рис. 4.24. Отечественные алмазные бурильные головки:

t — для колонковых снарядов со съемным керноприемником; •    —

для снарядов с несъемным керноприемником; D — номинальный наружный диаметр бурильной головки; d — диаметр кернообразующего отверстия


Эти бурильные головки армируют вставками 1 со славути-чем по наружной рабочей поверхости шести лопастевидных рабочих органов 3, составляющих единое целое с продолговатым полым корпусом 2, а также по внутренней центральной части, формирующей керн.

4.9. КЕРНОПРИЕМНЫЙ ИНСТРУМЕНТ

Керноприемным или колонковым инструментом (керноприемными устройствами) принято называть инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива горной породы и сохранение керна в процессе бурения и во время транспортирования по скважине вплоть до извлечения его на поверхность.

Во избежание получения искаженных или вовсе неверных геологических, химических и иных данных о буримых породах нередко необходимо применять такие керноприемные устройства, которые обеспечивают не только высокий вынос керна (в %), но и ненарушенную структуру породы, защищают керн от промывочной жидкости, производят на него минимальное разрушающее воздействие и т.п.

По принципу работы и конструктивным особенностям керноприемные устройства распределяются на следующие разновидности: Р1, Р2 — для роторного бурения соответственно со съемным (извлекаемым по бурильным трубам) и с несъемным керноприемниками; Т1, Т2 — для турбинного бурения соответственно со съемным и несъемным керноприемниками.

Современные керноприемные устройства выпускаются трех типов и предназначены для отбора керна из массива плотных пород; в трещиноватых, перемятых или перемежающихся по плотности и твердости породах; в сыпучих породах, легко разрушаемых и размываемых буровым раствором.

Керноприемные устройства первого типа выполняются в виде двойного колонкового снаряда с керноприемником (грунтоноской), изолированным от потока бурового раствора и вращающимся вместе с корпусом снаряда. К устройствам этого типа относится колонковый снарЁХ "Недра" (рис. 4.26, t).

Устройства второго типа изготовляют с невращающимся керноприемником, подвешенным на одном или нескольких подшипниках, и с надежными кернорвателями и кернодер-жателями. К устройствам этого типа относятся керноотборный снарЕд СК164/80 (рис. 4.25, •), КК, К и др.

Устройство третьего типа должно обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения. К таким устройствам относится снаряд с эластичным керноприемником.

Керноприемные устройства разновидности Р2 изготовляют всех трех типов, а остальные разновидности — одного-двух типов.

В России в настоящее время изготовляют серийно керноприемные устройства разновидностей Р2, Т1 и Т2 (ГОСТ 21949 — 76 предусматривает выпуск устройств только Р1, Т1 и Т2). Разновидность Р2 выпускают двух типов.

б

1    2    3    4    5    6    7    8    9    1011

п

\\

П

—ч,

г X

-11—tesJ-

Рис. 4.26. Керноприемные устройства:

t — снаряд "Недра" КД11М-190/80; • - СК164/80

Керноприемное устройство Р2 первого типа производится в единственной модификации — в виде снаряда "Недра" одной модели КД11М-190/80 — для отбора керна диаметром 80 мм.

Колонковый снаряд "Недра" (разработан во ВНИИБТ) состоит из двух, трех секций или более длиной по 5 м. В его состав входит корпус 1 (см. рис. 4.26, ?), верхний 10 и нижний 11 переводники и грунтоноска 4, собранная, как и корпус, из нескольких секций, соединенных муфтой-центратором 2. В последней смонтирован кернодержатель 6, а в нижней части грунтоноски — комплект кернорвателей 12. Верхняя часть грунтоноски включает узел подвески с винтом 7, гайкой 8 и фиксатором 9 и обратный клапан, состоящий из сменного гнезда-седла 3 и шара 5.

Снаряд "Недра" благодаря теоретически неограниченному количеству секций позволяет отобрать керн большой длины, зависящий от стойкости бурильных головок. В комплект этого снаряда включают обычно бурильные головки серий 6ВК, 20НК, 21ВК, 25НК, 17ВК и др.

Керноприемные инструменты той же разновидности второго типа выполняются двух модификаций: СК и СКУ.

Инструмент СК (снаряд керноотборочный) изготовляется модели СК164/80 (Павловский машиностроительный завод им. Мясникова), т.е. с наружным диаметром корпуса 164 мм и диаметром керноприемного отверстия 80 мм. Этот снаряд состоит из верхнего 1 и нижнего 9 переводников (см. рис. 4.26,    ), контрвтулки 2, радиально-упорного шарикового

подшипника 3, головки 4, полого шпинделя 5, обратного клапана 6, керноприемника 7 (грунтоноски), трубчатого корпуса 8, башмака 10 и цангового кернорвателя 11. При отборе керна в мягких породах цанговый кернорватель заменяется лепестковым. Шариковый подшипник 3 обеспечивает свободное вращение головки 4 и корпуса 8 относительно шпинделя 5 и навинченного на этот шпиндель почти не вращающегося в процессе бурения керноприемника 7. Шарик обратного клапана 6 забрасывается в снаряд по бурильным трубам после промывки непосредственно перед бурением. Он закрывает полость керноприемника 7 от попадания в нее бурового раствора.

Снаряд СК выпускается двухсекционным длиной 17 500 мм. Он может быть изготовлен с одной или тремя секциями. Используется с алмазными бурильными головками диаметром 188, 212, 241 или 267 мм. Этот снаряд должен постепенно заменяться унифицированным снарядом КД11М-190/80.

Инструмент модификации СКУ конструктивно представляет собой видоизмененный снаряд "Недра". Серийно выпускается керноприемный инструмент разновидности Т1 (КТД3 и КТД4С) четырех моделей: КТД3-240, КТД4С-240, КТД4С-195 и КТД4С-172.

Инструмент КТД3-240 выпускается односекционным и применяется с бурильными головками серии 1ВК наружным диаметром 269 или 295 мм для керна диаметром 48 мм; КТД4С-240 — трехсекционным (две секции и один колонковый шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметром 269,9 или 295,3 мм для керна диаметром 60 мм.

Инструмент КТД4С-195 — четырехсекционный (три секции и один шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметром 190 или 187,3 мм под керн диаметром 40 мм.

Шифр КТД означает "колонковое турбинное долото", однако в действительности КТД3 и КТД4 представляют собой видоизмененный секционный (с полым валом) турбобур, т.е. этот инструмент относится к гидравлическим забойным двигателям.

Для бурения с несъемной грунтоноской во ВНИИБТ был разработан и изготовляется колонковый шпиндель (ШУК172), присоединяемый к нижней секции турбобура. Он представляет собой отдельную часть турбобура.

При турбинном бурении формирование и сохранение керна крайне затруднены, его диаметр мал и его вынос (по отношению к величине проходки за рейс) уменьшается до 30 — 20 % и менее. Поэтому для отбора керна, особенно на один, два или три рейса, обычно временно переходят на роторный способ бурения.

4.10. РАСШИРИТЕЛИ

Расширители ствола скважин, как и другой технологический инструмент, по принципу действия и особенностям работы во многом отличаются от бурильного инструмента.

Так, расширитель разрушает массив горных пород, уже ослабленный бурением расширяемой скважины. В этом массиве развиты зоны предразрушения, трещины, кливаж, вскрыты поверхности. В то же время расширение скважины обычно сопряжено с отсутствием экранирующего реактивного воздействия в центральной зоне забоя скважины, с затуханием нисходящих потоков бурового раствора, уменьшением опорных поверхностей расширяющего инструмента и ухудшением его прочностной характеристики.

В России расширители с успехом применяют как для последовательного расширения уже пробуренного ствола скважины, так и для бурения с одновременным расширением скважины.

Во многих случаях более выгодно бурить ствол диаметром 190,5 — 293,5 мм (вместо 445 мм) с расширением его до требуемого диаметра.

По виду, конструктивному и технологическому выполнению расширители весьма разнообразны.

Расширители можно классифицировать по виду, форме их рабочих органов (лопастные, шарошечные и др.), способу крепления рабочих органов (жесткозакрепленные разборные и раздвижные), числу этих органов, типу их вооружения и другим отличительным особенностям. Для такой классификации можно применить схему, использованную при систематизации буровых долот.

Применяют два вида расширителей: шарошечные и лопастные (преимущественно в мягких породах). В связи с увеличением числа глубоких и сверхглубоких скважин, усложнением конструкций скважин, увеличением их начального диаметра и диаметра кондуктора ассортимент расширителей, особенно шарошечных, неуклонно увеличивается. Известны также ступенчатые, двух- и многоярусные расширители.

Для расширения ствола скважины под башмаком обсадной колонны и в других случаях используют раздвижные расширители. Организовано серийное производство трехшарошечных расширителей-калибраторов одного типа РШ, семи размеров, диаметром 243 — 490 мм для нефтяных и газовых скважин.

4.11. КАЛИБРУЮЩЕ-ЦЕНТРИРУЮЩИЙ

ИНСТРУМЕНТ

Калибрующе-центрирующий инструмент, в отличие от рассмотренных выше долот, бурильных головок и расширителей, в процессе своей работы совсем не разрушает горные породы либо разрушает их в небольшом объеме на небольшую глубину (по радиусу скважины) и на относительно небольших (по длине) участках ствола скважины. Это разрушение пород обычно приводит к выравниванию стенок скважины, частичному расширению и калиброванию отдельных участков ствола.

В последнее время предлагают разделить рассматриваемый инструмент на три группы: калибраторы, центраторы и стабилизаторы.

Калибратор — это инструмент, выполняющий как центрирующие, так и калибрующие функции, т.е. предназначенный для расширения и калибрования участков ствола скважины по диаметру долота, а также для центрирования и улучшения условий работы долота и стабилизации направления оси скважины. Этот инструмент рекомендуется устанавливать непосредственно над долотом или между секциями УБТ.

Центратор — это инструмент, предназначенный для центрирования нижней части бурильной колонны. Он устанавливается на корпусе забойного двигателя либо в колонне бурильных труб. Во втором случае он называется колонным. Длина центратора должна быть порядка одного-двух диаметров долота.

Стабилизатор служит для направления ствола скважины и центрирования бурильной колонны.

Диаметр всех указанных инструментов должен быть равен диаметру применяемого долота. Но в последнее время на корпусе забойного двигателя предлагается устанавливать центратор меньшего диаметра (на 2—14 мм меньше диаметра долота).

По конструкции инструменты трех названных групп, по существу, между собой не различаются. Гораздо более значительные различия отмечаются по видам, типам и модификациям одноименного инструмента. Функции калибраторов, центраторов и стабилизаторов в основном одни и те же.

Можно выделить следующие основные виды калибрующего инструмента: трубный, планочный или ребристый плашеч-ный, спиральный лопастной и роликовый. Раньше изготовляли также крыльчатые лопастные стабилизаторы с прямыми радиальными лопастными органами. По аналогии с ними иногда неправильно называют лопастным планочный калиб-рующе-центрирующий инструмент, у которого рабочие органы трудно назвать лопастями, так как они выступают над телом корпуса на небольшое расстояние и выполняются без заострения.

Калибрующе-центрирующий инструмент (преимущественно под названием калибратор) изготовляют двух видов: планочный и спиральный.

Планочные калибраторы армируют синтетическими алмазами, славутичем или твердым сплавом. В первом случае калибраторы выпускаются одной серии (ИТС), одного типа (С), двух модификаций (С2 и С3), трех моделей: СТС188С3, СТС212С3 и СТС292С2. Они применяются вместе с алмазными долотами.

В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации С3 — выфрезеровы-вают на сменной муфте. Торцовые (нижний и верхний) участки рабочей поверхности каждого рабочего органа армируют синтетическими алмазами.

В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации С3 — их выфрезеро-вывают на сменной муфте. Торцовые (нижний и верхний) участки рабочей поверхности каждого рабочего органа армируют синтетическими алмазами марки СВС-П, а средний участок — мелкими твердосплавными вставками с плоской рабочей головкой.

Планочные калибраторы, оснащенные славутичем, выполняются двух моделей: ИСМ188К и ИСМ212К. Они применяются при бурении с долотами ИСМ.

Разработанные Азинмашем стабилизаторы, иначе названные расширителями-калибраторами РЗЛ, выпускаются двух моделей: РЗЛ-269 (наружный диаметр 169 мм) и РЗЛ-394 (диаметр 394 мм).

Спиральные (лопастные) калибраторы изготовляют двух типов (СТ и СТК), трех модификаций (5КС, 10КС и 11КС). Они применяются в основном с шарошечными долотами.

Калибраторы 5КС выпускают трех моделей: 5КС212,7СТ; 5КС214СТ и 5КС215,9СТ.

Калибраторы 10КС имеют примерно такую же конструкцию, как и калибраторы 5КС, но их три спиральных рабочих органа армируют не твердосплавными вставками, а вставками со славутичем. Калибраторы 10КС выпускаются двух моделей: 1ЛКС190,5СТК и 10КС215,9СТК, т.е. типа СТК диаметрами 190,5 и 215,9 мм. Все они характеризуются тем, что их рабочие органы составляют единое целое с корпусом калибратора.

Калибраторы модификации 11 КС отличаются от калибраторов 10КС тем, что изготовляются со сменной муфтой. Выпускают одну модель этих калибраторов — 11КС295,3СТК.

4.12. ПОДХОД К ВЫБОРУ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ ДЛЯ КОНКРЕТНЫХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ

Характер взаимодействия зубьев шарошки с забоем и специфика разрушения горных пород на забое зависят от размеров и плотности размещения зубьев в венце, а также от конфигурации шарошек и взаимного расположения их осей. При перекатывании шарошки по забою в контакт с породой попеременно вступают зубья шарошки. В общем случае возможны два варианта контакта зубьев с породой на забое: долото опирается либо на один, либо на два зубца.

В результате перекатывания шарошки по забою возникают ударные нагрузки.

Особенность кинематики работы шарошки состоит в том, что каждая шарошка участвует в сложном вращательном движении: относительном движении вокруг собственной оси и переносном вращательном движении вокруг оси долота (рис. 4.27). В результате сложения двух вращательных движений в каждый момент времени шарошка совершает вращение вокруг некоторой мгновенной оси с частотой ша.

Если мгновенная ось вращения шарошки проходит через линию контакта описанного конуса с поверхностью забоя (см. рис. 4.27, t), то взаимодействие зубцов с забоем происходит без их относительного смещения. Если известна угловая скорость вращения долота шд, то угловая скорость вращения шарошки вокруг своей оси шш = шдАт(а/2) или ш ш = nn/30sin(a/2), где а — угол при вершине шарошки; n — частота вращения долота, мин-1.

Если мгновенная ось пересекается с линией контакта шарошки с забоем (см. рис. 4.27, ¦), то при вращении шарошки зубцы, удаленные от точки А, будут проскальзывать по забою, производя скол. Скольжение зубцов шарошечного долота оценивается коэффициентом скольжения кск, который равен отношению суммарной площади SK, описываемой зубцами долота за один его оборот при их проскальзывании по забою, к площади забоя. Коэффициент скольжения кск может изменяться от 0 до 0,15. Увеличение коэффициента скольжения достигается использованием многоконусных шарошек со смещением их осей относительно оси долота.

Таким образом, в зависимости от приведенных выше конструктивных особенностей шарошечное долото может быть отнесено к породоразрушающему инструменту дробяще-скалывающего или дробящего действия. В мягких породах применяют шарошечные долота с высокими коэффициентами скольжения, добиваясь тем самым усиления скалывающего действия зубцов. В твердых и особенно в абразивных породах шарошечные долота должны работать без скольжения. Эти долота оснащаются шарошками, представляющими собой правильный конус, вершина которого лежит на оси долота. Коэффициент скольжения такого долота теоретически равен нулю.

Механизм работы шарошечного долота на забое скважины осложняется тем, что на поверхности забоя остаются следы предшествующего воздействия зубцов в виде так называемой рейки. В некоторых случаях могут образовываться также "воротники" — участки неразрушенной породы, расположенные концентрическими кругами.

Важная особенность, которая отличает шарошечные долота от лопастных, — та, что с забоем одновременно взаимодействует лишь небольшая часть зубцов. Отношение суммы длин зубцов, выделенных по одной образующей на каждой шарошке, к радиусу долота называется коэффициентом перекрытия кп. В мягких породах применяют долота с коэффициентом перекрытия кп = 1,1, в породах средней твердости кп = 1,4.

Ресурс работы долота определяется не только износом вооружения, но также и износостойкостью опоры шарошки. Опора шарошки — весьма уязвимый узел и нередко именно ее недостаточный ресурс ограничивает продолжительность работы долота на забое.

Опора шарошки включает несколько подшипников, один из которых шариковый, служащий для закрепления шарошки на цапфе и называемый замковым, остальные подшипники качения (шариковые или роликовые) или скольжения. После создания герметизированных маслозаполненных опор, обеспечивающих благоприятные условия работы подшипников, долговечность долота удалось повысить в несколько раз.

Под шифрами ГНУ и ГАУ разработаны две серии долот с герметизированной опорой. Долота серии ГНУ предназначены для роторного бурения и бурения с тихоходными забойными двигателями. В опоре долота серии ГНУ размещаются (от торца шарошки) роликовый подшипник, шариковый "замковый" подшипник и подшипник скольжения. У торца цапфы имеется упорный осевой подшипник скольжения, второй осевой подшипник скольжения введен у внутреннего бурта замкового подшипника.

В опоре долот серии ГАУ роликовый подшипник качения заменен подшипником скольжения. Герметизация опоры имеет упрощенную конструкцию. Наибольшую трудность в изготовлении долот серии ГАУ представляет отыскание материалов для подшипника скольжения и обеспечение высокой точности его размеров.

По расположению и конфигурации промывочных каналов различают долота с центральным промывочным каналом и гидромониторные долота с периферийными каналами. У долот с центральным каналом (цилиндрическим или щелевидным) поток промывочной жидкости направляется на шарошки, омывает их и затем попадает на забой.

Гидромониторные долота имеют каналы, в конце которых установлены сменные металлокерамические или твердосплавные насадки. Наиболее часто используют металлокерамические насадки с коноидальным или коническим каналом. Они предназначены для создания направленного потока, который по выходе из долота со скоростью выше 80 м/с устремляется прямо на забой.

Поскольку шарошечными долотами успешно разбуривают практически все породы — от самых мягких до особо крепких, в соответствии с ГОСТ 20692 — 75 для обеспечения высоких показателей бурения в породах с различными физикомеханическими свойствами применяется широкая гамма долот. Они выпускаются под шифрами М, М3, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК (табл. 4.2)

В условном обозначении долота, кроме шифра области применения, указывают число шарошек, номинальный диаметр долота (мм), конструкцию промывочных каналов и

Общая характеристика горной породы

Характеристика механических свойств

Шифр

долота

Исполнение

вооружения

шарошки

Мягкие породы

Неабразивные рыхлые, пластичные (слабые супеси, наносы, пластичные глины, мягкие известняки и т.д.)

М

С фрезерованными зубьями

Абразивные слабосцемен-тированные (слабые песчаники, суглинки, мергели и т.п.)

М3

Со вставными зубками

Мягкие породы с пропластками пород средней твердости

Неабразивные породы (каменная соль с пропластками ангидритов, тонко переслаивающиеся глины с пропластками слабых песчаников и т.п.)

МС

С фрезерованными зубьями

Абразивные слабосцемен-тированные породы (с пропластками песчаников, сланцы мягкие с пропластками сланцев средней твердости и т.п.)

МС3

Со втавными зубками

Породы средней твердости

Неабразивные пластичные и хрупко-пластичные породы (известняки средней твердости, слабые доломиты, плотные глины и т.п.)

с

С фрезерованными зубьями

Абразивные породы средней твердости (песчаники, алевролиты и т.п.)

С3

Со вставными зубками

Породы средней твердости с пропластками твердых

Неабразивные хрупкопластичные породы средней твердости с пропластками твердых (переслаивающиеся известняки, гипсы, доломиты, аргиллиты и т.п.)

СТ

С фрезерованными зубьями

Твердые

Неабразивные твердые породы (аргиллиты, доломиты, твердые известняки и т.п.)

т

С фрезерованными зубьями

Абразивные твердые породы (крепкие песчаники, окварцованные известняки, доломиты и т.п.)

Т3

Со вставными зубками

Твердые с пропластками крепких

Неабразивные твердые породы с пропластками крепких (переслаивающиеся твердые известняки, доломиты, ангидриты и т.п.)

тк

С комбинированным вооружением (фрезерованные и вставные зубья)

Общая характеристика горной породы

Характеристика механических свойств

Шифр

долота

Исполнение

вооружения

шарошки

Абразивные твердые породы с пропластками крепких (мелкозернистые песчаники, окремнелые аргиллиты и т.п.)

ТКЗ

Со вставными зубками

Крепкие

Крепкие породы (окремнелые разности известняков, доломитов, кварциты, изверженные крепкие породы)

К

Со вставными зубками

Очень крепкие

Скальные магматические породы (граниты, гнейсы, диабазы и т.п.)

ОК

Со вставными зубками

опор шарошек. Центральная промывка обозначается буквой "Ц", гидромониторная — "Г".

У долот типов М, МС и С оси шарошек смещены, что позволяет повысить коэффициент скольжения. Долота типов СТ, Т, ТК, К, ОК имеют шарошки с несмещенными осями. Шарошки у долот типов М, МС и С — самоочищающиеся, т.е. венцы зубцов одной шарошки проходят между венцами соседней. Шарошки для долот ТК (частично), К и ОК заправляются резцами из твердых сплавов (штыри) клиновидной или полусферической формы. Все долота, имеющие в шифре букву "З" и предназначенные для бурения в абразивных породах, имеют шарошки, оснащенные твердосплавными резцами клинообразной формы.

4    ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА

НЕФТЕЙ И ИХ ПОДГОТОВКА К ТРУБОПРОВОДНОМУ Г Л А В А    ТРАНСПОРТУ

4.1. СОСТАВ НЕФТЕЙ И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

Нефти представляют собой химически сложные многокомпонентные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений состоящих в основном, из метановых (СлИ2л+2), нафтеновых (СлИ) и ароматических (СлИ2л-2) углеводородов, содержащих от 5 до 17 атомов углерода. Главными элементами состава всех нефтей являются углерод ( 83,5 — 87 %) и водород (11,5 — 14 %). Среди других компонентов присутствует сера (1—6 %), азот (0,001—0,3 %), кислород (0,1—    1,0 %), в высокосмолистых нефтях кислород от 2 до

3 %. В очень малых количествах в нефтях присутствуют металлы, главным образом ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций, натрий, фосфор, кремний и др. В нефтях могут быть растворены различные количества углеводородных газов и газы неорганического происхождения: сероводород (H2S), углекислота (С02), азот (N2), гелий (Не)    и др.

В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она может называться парафиновой, парафино-нафтеновой, нафтеновой, нафтено-ароматической и ароматической. Физические свойства и качественные характеристики нефтей зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их групп.

Физические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием высоких давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать 400 нм3 на 1 м3 нефти. Растворенный газ влияет на плотность и вязкость нефти, увеличивает сжимаемость, а при снижении давления на ее объем. Физические свойства нефти в пластовых условиях необходимо знать при составлении планов и схем разработки месторождения, подсчете запасов нефти, выборе технологии и техники извлечения нефти из пласта, а также оборудования для сбора нефти на промыслах.

При разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений из скважины поступает многофазная система, содержащая нефть, газ, воду и механические примеси (песок и другие взвеси). Соотношение фаз может меняться в процессе разработки месторождения или его отдельного пласта. На начальном этапе содержание воды может быть низким или отсутствовать полностью, а в конце разработки обводненность нефти достигает 70 — 80 %. Пластовая вода и механические примеси являются балластом, транспортирование которых по магистральным нефтепроводам экономически невыгодно. Содержание воды в нефти, поставляемой для транспортировки по магистральным нефтепроводам в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах, ограничивается 0,5 и 1,0 % в зависимости от группы нефти. При движении нефти по скважине происходит перемешивание ее с водой и механическими примесями с образованием различных эмульсий и суспензий. Нефтяные эмульсии типа "вода в нефти" нельзя разделить простым отстаиванием и визуально установить присутствие воды.

В пластовых водах растворены различные соли (хлориды, бикарбонаты натрия, кальция, магния, реже карбонаты и сульфаты). Содержание в этих водах минеральных веществ колеблется в широких пределах. Вместе с водой в нефть попадают и минеральные соли. Растворенные в пластовой воде хлористые соли при повышенной температуре гидролизуются с выделением соляной кислоты, а разбавленные кислоты легко реагируют с железом. Особенно опасное развитие получает процесс коррозии при переработке сернистых нефтей, так как при этом сероводород и соляная кислота действуют на металл совместно. Поэтому для снижения коррозии нефтеперегонной аппаратуры и внутренней поверхности магистральных трубопроводов, на промыслах необходимо производить обессоливание нефти.

Нефть, поставляемая на нефтеперерабатывающие предприятия и экспорт, должна удовлетворять специальным показателям, для достижения которых на промысле она проходит подготовку, включающую: отделение газа; обезвоживание и очистку от механических примесей; разбивку стойких нефтяных эмульсий — деэмульсацию; обессоливание и стабилизацию. В зависимости от степени подготовки ГОСТ 9965 — 76 устанавливает I, II и III группы нефтей, поставляемых на нефтеперерабатывающие предприятия для переработки (табл. 4.1).

По содержанию серы нефти подразделяются на три класса: 1 класс — малосернистые нефти с содержанием серы не более 0,6 %; 2 класс — сернистые нефти с содержанием серы от 0,61 до 1,80 % и 3 класс — высокосернистые нефти с содержанием серы более 1,8 %.

На промысле первичная характеристика нефти определяется по ее плотности. В зависимости от плотности нефти при 20 °С их подразделяют на три типа 1 тип — легкая с плотностью не более 850 кг/м3; 2 тип — средняя с плотностью от 851 до 885 кг/м3; 3 тип — тяжелая с плотностью более 885 кг/м3. Наиболее ценными являются легкие нефти, содержащие больше бензиновых и масляных фракций.

При поставке нефти на экспорт ее цена зависит от физико-химических свойств, которые определяют возможность получения широкого ассортимента продуктов, на выход которых влияют фракционный состав, содержание серы и твердых парафинов. Нефть также может являться сырьем для получения тяжелых металлов, например, ванадия, используемого в качестве легирующей добавки при производстве стали и чугуна.

Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах. Его определяют стандартным методом по ГОСТ 2177 — 82 по результатам лабораторных испытаний путем разгонки, основанной на том, что каждый индивидуальный углеводород имеет собственную температуру кипения. Легкие углеводороды кипят при низких температурах, а тя-

Т а б л и ц а 4.1

Нормы подготовки нефти

Показатель

Норма для группы

Метод

испытания

I

II

III

Массовая доля воды, %, не бо

0,5

1,0

1,0

ГОСТ 2477-65

лее

Массовая доля механичес

0,05

ГОСТ 6370-83

ких примесей, %, не более

Концентрация хлористых со

100

300

900

ГОСТ 21534-76

лей, мг/дм3, не более

Давление насыщенных паров,

66,7(5000)

ГОСТ 1756-62

кПа (мм рт. ст.), не более

желые — при высоких, более 300 °С. Например, нормальный пентан С5Н12 имеет температуру кипения при атмосферном давлении минус 36,2 °С, а нормальный декан С10Н22 — минус 174,1 °С.

По физико-химическим свойствам нефть, поставляемая для экспорта по ТУ 39-1623 — 93, подразделяют на четыре типа (табл. 4.2), а степень ее подготовки должна соответствовать нормам, (см. табл. 4.1) с учетом более жестких требований к содержанию воды и хлористых солей. Нефти 1 и 2 типов должны сдаваться с массовой долей воды не более 1,0 % и концентрацией хлористых солей не более 100 мг/дм3. Если нефть по ряду показателей соответствует более высокому типу или группе, а хотя бы по одному более низкому типу или группе, то нефть следует относить к более низкому типу или группе.

Условное обозначение нефтей по ГОСТ 9965 — 76 состоит из трех цифр, соответствующих классу, типу и группе.

Пример. Нефть Самотлорского месторождения с массовым содержанием серы 0,96 % (класс 2), плотностью 842,6 кг/м3 (тип 1), концентрацией хлористых солей 72 мг/л и массовой долей воды 0,3 % (группа [) обозначают 2.1.1.

На отдельные нефти, обладающие уникальным физикохимическим составом, разрабатываются дополнительные

Т а б л и ц а 4.2

Требования к физико-химическим свойствам нефти,

поставляемой для экспорта при отнесении ее к соответствующему типу по ТУ 39-1623-93

Показатель

Норма для типа

Метод

I

II

III

IV

испытания

Плотность при 20 °С, кг/м3, не более

Выход фракций, % по объему, не менее, при температуре, °С:

850

870

890

895

ГОСТ 3900-85

до 200

25

21

21

19

ГОСТ 2177-82

до 300

45

43

41

35

до 350

55

53

50

48

Массовая доля серы, %, не более

0,6

1,8

2,5

3,5

ГОСТ 1437-75

Массовая доля парафина, %, не более

6

6

6

*

ГОСТ 6370-83

Концентрация тяжелых ме

Определение производится

ГОСТ 10364-90

таллов (ванадия, никеля и др.), мг/л, не более

* Не нормируется.

по требованию потребителя

технические условия. К таким нефтям относятся: тенгизская, содержащая сероводород и меркаптаны; нефть для дорожных работ и др.

4.2. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ТРАНСПОРТУ

Промысловая подготовка нефти необходима не только для обеспечения определенных показателей качества сырья для переработки на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях, но и для создания таких условий при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы магистральных нефтепроводов.

Процесс сбора и подготовки нефти начинается непосредственно после ее прохождения фонтанной арматуры скважины на нефтесборных установках, включающих автоматизированную групповую замерную установку, одну или две ступени сепарации и резервуары для сбора нефти, а заканчивается на установках комплексной подготовки нефти (УКПН), составляющих вместе с промысловыми трубопроводами единую технологическую систему.

Системы сбора нефти на промыслах могут быть самотечные (нефть поступает в сборные резервуары самотеком, а газ выделяющийся из нефти подается компрессором на газоперерабатывающий завод) и напорные, позволяющие транспортировать газонефтяные смеси при помощи насосов на расстояния 7—10 км.

Отделение газа от нефти осуществляют в сепараторах, в которых может происходить и частичное отделение воды. По конструкции сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные, а по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др. На рис. 4.1 показана конструкция горизонтального гравитационного газонефтяного сепаратора. Газонефтяная смесь поступает через патрубок 10 и распределительное устройство 9 на наклонные полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости 1. При движении нефти по полкам происходит выделение растворенного газа. Пузырьки выделившегося газа образуют "пену", которая разрушается в пе-ногасителе 3. Во влагоотделителе 5 газ очищается от капель нефти и через штуцер 4 отводится из аппарата.

Для повышения эффективности процесса отделения газа от нефти в гидроциклонных сепараторах используют эффект

6

8

I 7

Рис. 4.1. Горизонтальный гравитационный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные полки; 3 - пеногаситель; 4 -штуцер для выхода газа; 5    - влагоотделитель; 6 - устройство для предот

вращения образования воронки; 7 - выход нефти; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - патрубок ввода газонефтяной смеси

центробежной силы. За счет тангенциального ввода газонефтяной смеси в сепаратор она приобретает вращательное движение и под действием центробежной силы нефть прижимается к стенкам, а выделившейся и очищенный от капель нефти газ движется в центре аппарата.

Процесс получения товарной нефти включает ее обезвоживание обессоливание и стабилизацию.

Обезвоживание нефти заключается в разрушении водонефтяных эмульсий (механической смеси нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии нефти и воды). Для разрушения водонефтяных эмульсий применяют: гравитационное разделение (осуществляется в резервуарах - отстойниках при высоком содержании воды); внутритрубную деэмульсацию (добавление специальных веществ, разрушающих экранирующую оболочку на поверхности капель воды и препятствующую слипанию капель нефти при столкновении); термические и термохимические воздействия (нагрев нефти перед отстаиванием с возможным добавлением деэмульгаторов); электровоздействия (поляризация капель воды, способствующая их объединению); фильтрацию (для разрушения нестойких эмульсий) и центрифугова-ние (разделение в поле центробежных сил).

Обессоливание нефти - удаление минеральных солей путем смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующим повторным обезвоживанием.

Стабилизация нефти - отделение легких фракций (пропан-бутанов и части бензиновых) для снижения потерь при транспортировке по магистральным трубопроводам и хранении в резервуарах. Стабилизация нефти осуществляется методами горячей сепарации или ректификации.

УКПН включают сепараторы, мерники (при самотечной системе сбора нефти) или расходомеры (при напорной системе сбора), резервуары-отстойники, технологические трубопроводы, насосное и компрессорное оборудование. На рис. 4.2 изображена принципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти, включающая процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

Нефть из скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепараци-онную установку (КССУ) 1, в которую поступает горячая вода из отстойника 4, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора в КССУ происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод (ГБЗ). Нефть из КССУ вместе с оставшейся водой насосом 2 подается в пароподогреватели 3, затем нагретая нефть поступает в отстойник 4 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 4 направляется на смешение с горячей обескислороженной пресной водой. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 5, где доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 5 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 6, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 6, подается прямо в вакуумный сепаратор 7. Вакуумные компрессоры 10 забирают из гидроциклонного сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 9 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед пароподогревателем 3 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также может вводиться вместе с подачей пресной воды перед отстойником 5. Данной

ёЁЙ. 4.2. 1А01бхЁ1Ё~АЙ1аи ШШД* ОЙ бЛА,бЁЁ,*1Ёо, б-АЙШЁ^Шо Ё бСФ-Ё1ЁА*~ЁЁ 1АиЙЁ:

1 — КССУ; 2 — сырьевой насос; 3 пароподогреватель; 4, 5 — отстойники; 6 — электродегидратор; 7 — вакуумный сепаратор; 8 — холодильник; 9 — гидроциклонный сепаратор; 10 — вакуумный компрессор; 11 — резервуар товарной нефти; 12 — установка учета нефти; I — нефть с пластовой водой и остатками газа; II — газ на газобензиновый завод; III — сухой газ; IV — сжиженный газ; V — газовый бензин; VI — вода и механические примеси на нефтеловушку; VII — деэмульгатор; VIII — горячая, частично обезвоженная вода; IX — пресная, обескислороженная вода; X — газовый кон-д§нсат на ГБЗ; XI — товарная нефть

системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

4.3. ПРИЕМ (СДАЧА) НЕФТИ

ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ

ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ НЕФТЕПРОВОДАМ

Прием (сдача) нефти для транспортировки по магистральным нефтепроводам осуществляется партиями. Каждая партия нефти, сдаваемая грузоотправителем для транспортировки, должна соответствовать требованиям к качеству, установленному ГОСТом и ТУ. Нефть не должна содержать свободного газа, что контролируется с помощью средств измерений на приемосдаточных пунктах (ПСП). На ПСП проводятся следующие операции: измерение объема и массы (брутто) нефти; измерение температуры и давления нефти; определение плотности нефти; определение содержания в нефти воды, хлористых солей, механических примесей, измерение массы (нетто); определение содержания серы; измерение кинематической вязкости нефти; определение давления насыщенных паров.

Показатели качества нефти условно можно разделить на зависящие от промышленности (степень подготовки, харак-

Т а б л и ц а 4.3

Паспорт на смесь нефти (пример)

Показатель

Данные

Место проведения измерений Дата

Узел учета

Дата и время отбора пробы Температура нефти при отборе пробы, °С

Плотность нефти при температуре сдаваемой нефти и 20 °С Содержание хлористых солей, мг/л3 (%) Содержание воды, %

Содержание механических примесей, % Суммарное содержание балласта, % Содержание серы, %

Давление насыщенных паров, кПа Паспорт прилагается к акту №

Группа нефти по ГОСТ 9965 — 76 Представитель "Поставщика" Представитель "Покупателя"

Лаборатория НПС "Н52" 8 июля 2001 г.

№ 917 8 июля 2001 г.

17

0,8870 и 0,8847 т/м3

95,00 (0,0107)

0,19

0,010

0,211

2,430

231

189 от 8 июля 2001 г.

Петров

Сидоров

теризующаяся обезвоживанием, обессоливанием, сепарацией или стабилизацией нефти) и не зависящие от требований промышленности, обеспеченные только природными характеристиками и свойствами: плотность, физико-химический состав, содержание серы, парафина, сероводорода, механических примесей, потенциальный отбор прямогонных фракций — бензиновых (начало кипения — 180 °С), керосиновых (180 — 240 °С), дизельных (240 — 350 °С), потенциальный выход базовых масел и свойства как самой нефти, так и фракций — плотность, температура застывания, октановое и це-тановое число, индекс вязкости масляных фракций, коксуемость и т.д.

При приеме нефти или смеси нефтей на НПС измеренные значения показателей качества нефти сравнивают с нормативными и при их соответствии составляется паспорт (табл. 4.3), в котором приводятся данные о физико-химических показателях нефти.

4.4. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

НЕФТЕЙ

Физико-химические свойства нефтей, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу, зависят от их состава. Основную массу нефти составляют углеводороды (более 98 %), доля других компонентов — смол, асфальтенов, солей, механических примесей, воды и др. незначительна. Количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми или ароматическими углеводородами и другими компонентами определяет свойства нефти, которые необходимо учитывать при товарно-учетных операциях (плотность, сжимаемость, коэффициент температурного расширения и др.), перекачки (вязкость, напряжение сдвига, температура застывания, теплоемкость, теплопроводность, давление насыщенных паров и др.), переработке и использовании в качестве топлива (выход фракций, температура начала кипения, молекулярная масса и др.).

Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются, главным образом, плотностью и вязкостью нефти, а также зависимостью этих ее характеристик от температуры и давления.

Плотность нефти — масса нефти в единице объема. При изменении температуры плотность нефти изменяется: при повышении температуры она уменьшается, при понижении температуры увеличивается. Зависимость плотности р (кг/м3) нефти от температуры T (°С) определяется формулой

Р(Т ) = р2о[1 + 1(20 - T)],

(4.1)


в которой р20 — плотность нефти при температуре 20 °С; 1 (1/°С) — коэффициент объектного расширения. Значения коэффициента 1 представлены в табл. 4.4.

Пример. Плотность нефти р20 при температуре 20 °С равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10 °С?

Решение. Используя формулу (4.1) и табл. 4.4, получаем

р10 = 870[1 + 0,000782(20—10)] а 876,8 кг/м3.

Пример. Плотность р7 нефти при температуре 7 °С равна 875 кг/м3. Какова плотность р15 этой же нефти при температуре 15 °С?

Решение. Используя формулу (4.1), запишем

р7 = р20[ 1 + ?7(20 — 7)] Ё р15 = р20[ 1 + 115(20 — 15)].

Исключив из этих формул плотность нефти р20 при 20 °С, получим

1 + 51 j 1 + 131


1 +


ИЛИ р 15


р 7


7


р15    _    _

р7    1 + 17(20 - 7)


5(20 - 15)


Полагая, что значения плотности р7 и р15 принадлежат одному и тому же диапазону температурных поправок, положим 17 и 115 = 0,000782 (см. табл. 4.4). Тогда получим р15 = 875(1 + 5-0,000782)/(1 + 13-0,000782) а 869,6. Поскольку действительно, найденная плотность не выходит за рамки выбранного диапазона температурных поправок, то р15 а 869,6 кг/м3, в противном случае требовался бы пересчет с другим коэффициентом р15.

При изменении давления плотность нефти также изменяется. Несмотря на то что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же имеется. Плотность нефти при увеличении давления возрастает, а при уменьшении давления — убывает. Изменения плотности малы по сравнению с ее номинальным значением. Соответствующие поправки необходимо учитывать в приемосдаточных операциях, а также при расчетах волновых процессов в нефтепроводах.

Т а б л и ц а 4.4

Значения коэффициента 1 объемного расширения нефти

Плотность р, кг/м3

1 , 1/°С

Плотность р, кг/м3

1 , 1/°С

800 — 819

0,000937

900 — 919

0,000693

820 — 839

0,000882

920 — 939

0,000650

840 — 859

0,000831

940 — 959

0,000607

860 — 879

0,000782

960 — 979

0,000568

880 — 899

0,000738

980 — 999

0,000527

1000—1020

0,000490

Зависимость плотности р (кг/м3) нефти от давления р представляется формулой

Р( р) = Р0[1 + р(р - р0)Ь

(4.2)


в которой р0 — плотность нефти при стандартных условиях (атмосферном давлении р0 и температуре + 20 °С); в (1/Па) — коэффициент сжимаемости нефти, среднее значение которого составляет 0,00078 МПа-1.

Для вычисления поправок к плотности на давление используют также модуль упругости K (Па) нефти, который равен 1/р. Тогда формула (4.2) записывается иначе:

р(р) = Р 0 1 + --—

(4.3)


K

Среднее значения модуля K упругости нефти:    K

= 1,3109 Па.

Пример. Плотность р1 нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м3. Какова ее плотность р2 при давлении 6,0 МПа и той же самой температуре?

Решение. Используя формулу (4.2), получаем:

р2 = 870[1 + (6,0-0,1)-10б/(1,3-109)] а 874 кг/м3.

Пример. Давление рн в начале 140-км, участка нефтепровода D = 820 мм,

S = 10 мм составляет 6,2 МПа, а рк в его конце — 0,2 МПа. Определить какова погрешность вычисления массы нефти (р0 = 870 кг/м3) в трубопроводе, если не учитывать поправку на давление (среднее давление на участке принять равным 3,1 МПа; трубу считать недеформируемой).

Решение. Если не учитывать поправку на давление, то масса М0 нефти на рассматриваемом участке нефтепровода равна:

М0 = 3,14-0,82/4-140000-870 а 61192320 кг.

С учетом поправки на давление плотность р нефти будет большей:

р = 870[1 + (3,1 - 0,1)-10б/(1,3-109)] а 872 кг/м3.

Поэтому масса Mt нефти в трубопроводе равна на самом деле

Mj = 3,14-0,82/4-140000-872 а 61332992 кг,

что больше на 140,67 т, чем без учета поправки на давление. Погрешность определения массы нефти без учета поправки на давление составляет    ^

0,23 %.

Примечание. На самом деле разность будет еще больше, если учесть поправку на расширяемость трубы.

В тех случаях когда одновременно отклоняются от номинальных значений и температура и давление, плотность р(р, T) нефти при давлении р и температуре T можно рассчитывать по формуле

р(р, T) = р0[1 + 1(20 - T) + (р - р0Ж

(4.4)


Пример. Рассчитать плотность нефти при давлении 3,1 МПа и температуре + 10 °С, если при 20 °С и атмосферном давлении значение ее плотности равно 875 кг/м3.

Решение. Воспользовавшись формулой (4.4), получим:

р = 870[1 + 0,000782(20 - 10) + (3,1 - 0,1)-106/(1,3-109)] ^ 878,8 кг/м3.

Плотномеры. Для определения плотности нефти используют специальные приборы плотномеры, называемые нефте-денсиметрами. Нефтеденсиметр — это прибор, который будучи помещенным в сосуд нефти со свободной поверхностью остается в полупогруженном состоянии, так что поверхность нефти указывает деление шкалы, соответствующее плотности жидкости. Прибор представляет собой запаянный стеклянный баллон, содержащий внутри шкалу с делениями, градуированную в единицах плотности (кгю/м3). В нижней части прибора расположен утяжелитель, подобранный таким образом, чтобы средняя плотность прибора была близка к плотности нефти. Принцип действия плотномера основан на законе Архимеда, согласно которому вес нефти в погруженной части прибора должен быть равен весу самого прибора. Естественно, что в зависимости от плотности нефти, прибор погружается на ту или иную вполне определенную глубину. Нефтеденсиметры выпускаются с делениями шкалы от 0,0005 до 0,005 кг/м3.

Вязкость нефти является одной из фундаментальных характеристик этой жидкости. Обратимся к рис. 4.3. На нем представлен фрагмент потока нефти. Стрелочками изображены скорости отдельных слоев течения. Пусть da — площадка между соседними слоями нефти. Если ввести ось у, перпендикулярную к этой площадке, то распределение скоростей течения в окрестности рассматриваемой площадки будет иметь вид и = и(у), а разность скоростей соседних слоев жидкости, отнесенная к расстоянию между ними (градиент скорости), выражаться производной du/dy. Эта


Рис. 4.3. К определению закона вязкого трения производная определяет величину у, называемую скоростью сдвига слоев нефти друг относительно друга: у = du/dy-1).

Существование относительной скорости вызывает трение между слоями нефти. Для характеристики силы трения, используется величина т, называемая касательным напряжением трения. Эта величина определяется как отношение силы dFтр трения между слоями нефти, разделенными площадкой, к площади do этой площадки: т = dF^/do. Эксперименты показывают, что для ряда жидкостей, в том числе и многих нефтей, касательное напряжение т пропорционально градиенту скоростей du/dy между слоями:

т = u f,    (4.5)

dy

т.е. напряжение трения тем больше, чем больше скорость сдвига слоев жидкости друг относительно друга. Жидкости, для которых справедлив закон (4.5) называются ньютоновскими вязкими жидкостями. Коэффициент пропорциональности u в законе (4.5) вязкого трения называется коэффициентом динамической вязкости. Закон (4.5) одинаков для всех вязких жидкостей, но входящий в него коэффициент u различен для разных жидкостей; именно он характеризует индивидуальное свойство жидкости, называемое вязкостью.

Размерность [т] касательного напряжения определяется формулой

[т] = IF1 = ml/t2 = M

[S]    L2    LT2

в которой M — размерность массы; L — размерность длины; T — размерность времени. В СИ т имеет единицу измерения кг/(м-с2); единицей измерения напряжения является паскаль: 1 Па = 1 кг/(м-с2).

Размерность [u] коэффициента динамической вязкости такова:

[u] = М = (ML/T2)L2 = _M.

[у ]    1/T    LT '

В СИ u имеет единицу измерения кг/(м-с); единицей измерения динамической вязкости является Пуазейль (Пуаз); 1 Пз = 1/10-кг/(м-с). Например, коэффициент динамической вязкости воды равен 0,01 Пз = 0,001 кг/(м-с) = 1 сантипуаз. Нефти могут быть в 5, 10, 50 и более раз вязкими, чем вода.

Коэффициент v кинематической вязкости нефти определяется как отношение ^/р:

[v] = Ш = М/(L-T) = l2.

[р]    1/L3    T

В СИ v имеет единицу измерения м2/с; единицей измерения кинематической вязкости является стокс; 1 Ст = 10-4 м2/с. Например, коэффициент кинематической вязкости воды равен 0,01 Ст = 10-6 м2/с = 1 сантистокс (сСт). Вязкость маловязких нефтей может составлять 5-15 сСт; более вязких нефтей - 15-35 сСт, но существуют нефти с вязкостями 50, 100 сСт и более.

Нефти различных месторождений значительно отличаются друг от друга. Так, например, нефти северных месторождений Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (Усинского, Возейского, Харьягинского, Верхневозейского, Ардалинского и др.), имеющие плотность от 812 до 965 кг/м3, по вязкости отличаются гораздо значительней: от 18 до 4600 сСт при температуре 20 °С.

При ламинарном течении вязкой жидкости в круглой трубе с внутренним диаметром d расход Q связан с разностью давлений Ар, вызывающей это течение, формулой Пуазейля

Q =    ,    (4.6)

128|i L

в которой L - длина трубы. Если ламинарное течение вязкой жидкости происходит в вертикальной цилиндрической трубе только под действием силы тяжести, то формула Пуазейля приобретает вид

Q = nd4рд = nd V    (4 7)

128|i    128v '

где g - ускорение силы тяжести.

Для измерения вязкости нефти используют специальные приборы, называемые вискозиметрами. Наиболее распространенными являются капиллярные вискозиметры, в частности, вискозиметр Пинкевича (ВПЖ-1 и ВПЖ-2). Принцип действия всех капиллярных вискозиметров основан на определении времени свободного истечения фиксированной порции испытуемой жидкости из камеры прибора через узкую цилиндрическую трубку (капилляр). Это время рассчитывается с использованием формулы (4.7). Чем больше вязкость жидкости, тем дольше длится ее истечение. К приборам прилагаются тарировочные таблицы, которые позволяют пересчитать время истечения жидкости в ее вязкость.

Пример. Определить кинематическую вязкость нефти, если известно, что 100 мл этой нефти вытекает из камеры вискозиметра через цилидри-ческий капилляр с внутренним диаметром 2 мм за 180 с.

Решение. Обозначим время истечения порции V нефти из камеры через t. Тогда V = Qt. Используя для Q формулу (4.7), находим:

nd 4g    nd 4gt 3,14-0,0024 • 9,81-180 Kn ,„-6    2,

V = -— t или V = -—    = —-!-1- а 6,9-10 м/с,

128v    128V    128-0,0001

что составляет примерно 6,9 сСт.

Существуют также ротационные вискозиметры, позволяющие измерить не только вязкость нефти, но и некоторые другие ее свойства. Ротационные вискозиметры представляют собой соосные цилиндрические сосуды, расположенные один внутри другого. Один из сосудов (внешний или внутренний) неподвижен, а другой может вращаться вокруг общей оси. В зазор между сосудами помещают испытуемую жидкость и приводят один из сосудов во вращение с постоянной угловой скоростью. Для такого вращения необходим определенный момент сил, который определяется специальной механоэлек-трической системой. Момент сил выражается через касательное напряжение т сил вязкого трения на поверхности вращающегося сосуда, а скорость у сдвига — через угловую скорость его вращения, поэтому ротационный вискозиметр позволяет вычислять динамическую вязкость u жидкости непосредственно по формуле (4.5).

Вязкость V нефтей зависит от температуры T, т.е. V = = v(T). При повышении температуры вязкость нефти уменьшается, при понижении — увеличивается. Для расчета зависимости вязкости нефти, например, кинематической V от температуры T используются различные формулы, в том числе формула Рейнольдса — Филонова:

v(T ) = v0e-k(T-T0),    (4.8)

в которой v0 — кинематическая вязкость жидкости при температуре T0; k(1/K) — опытный коэффициент. Формула (4.8) отражает тот факт, что с изменением температуры вязкость нефти изменяется экспоненциально (рис. 4.4).

Пример. Кинематическая вязкость нефти при температуре 20 °С равна 5 сСт, а при температуре 0 °С она увеличивается до 30 сСт. Какова вязкость той же нефти при температуре 10 °С?

Решение. По формуле (4.9) рассчитываем коэффициент k: k = = ln(5/30)/(0 — 20) а 0,0896. По формуле (4.8) находим искомую вязкость:

v = 5exp[ — 0,0896( 10 — 20)] ^ 12,24 сСт.

Для того чтобы воспользоваться формулой (4.8), необходимо знать либо коэффициент к, либо вязкость v 1 той же жидкости еще при одной температуре T1. Тогда этот коэффициент находится по формуле

к = ln( v 0/ vi).    (4.9)

(T1-T0)

Неньютоновские свойства нефтей. В ряде случаев реальные нефти имеют свойства, более сложные свойства, чем те, которые представляются законом вязкого трения (4.6) Ньютона. Зависимость касательного напряжения т трения между движущимися слоями таких нефтей от скорости у сдвига отличается от линейной и выражается более общей формулой

т = f( у ).    (4.10)

При этом, если f( у = 0) = 0 (т.е. уже бесконечно малым сдвиговые усилия вызывают начало течения), говорят, что данная нефть представляет собой неньютоновскую жидкость, если же f( у) = т0 ^ 0 (т.е. для того чтобы вызвать сдвиг одного слоя нефти относительно другого, необходимо преодолеть некоторое конечное напряжение т0, называемое предельным напряжением сдвига), говорят о вязкопластичной среде.

Причины отклонения свойств некоторых нефтей от свойств модельной среды, называемой ньютоновской вязкой жидкостью, состоит в том, что в них может содержаться большое количество тяжелых углеводородов, прежде всего парафинов, смол и асфальтенов, которые в определенных термодинамических условиях, в частности, при понижении температуры, склонны образовывать пространственные жесткие и полужесткие структуры. Естественно, что возникшие структуры изменяют механические свойства нефти. Эти изменения отчетливо видны в опытах на ротационных вискозиметрах, о которых говорилось выше. Так например, кривые течения т = f( у), изображаемые на плоскости переменных (у , т), для одних нефтей просто отклоняются от прямой линии (рис. 4.5, а), а для других — не проходят через 0, требуя для начала сдвига определенных конечных усилий (рис.

4.5, б).

Для описания свойств высокопарафинистых нефтей часто используют модель освальдовской степенной жидкости (см. рис. 4.5, а):

т = k| Y In-1Y,

(4.11)


содержащей два параметра: nпоказатель степени (п < 1) и k — так называемую консистентность жидкости. Размерность этого параметра зависит от показателя степени п: [k] = M /(LT2-n). Однако следует подчеркнуть, что параметры п и k модели (4.11) зависят от температуры T, причем с повышением температуры п ^ 1. Это означает, что при нагре-

б

а


т


т


1


У

Рис. 4.5. Кривые т = f ( у ) течения неньютоновских сред:

а — неньютоновские жидкости; б — вязкопластичные среды


У


вании нефтей их свойства приближаются к свойствам ньютоновских вязких жидкостей; при n = 1: к = ^ и модель (4.11) совпадает с моделью (4.5).

При ламинарном течении освальдовской степенной жидкости в круглой трубе с внутренним диаметром d расход Q связан с разностью давлений A p, вызывающей течение жидкости, формулой

(4.12)

в которой L — длина трубы. При n = 1 формула (4.12) переходит в формулу Пуазейля (4.6) для вязкой жидкости.

Если ламинарное истечение степенной жидкости происходит через вертикальный капилляр только под действием силы тяжести, то формула (4.12) приобретает вид:

1/n

(4.13)

Пример. Для выявления свойств нефти проводят эксперименты по свободному истечению порций нефти объемом 100 мл из камеры вискозиметра. В первом опыте истечение происходит через цилиндрический капилляр с внутренним диаметром 2 мм, а во втором через аналогичный капилляр с внутренним диаметром 3 мм. В первом опыте время истечения оказалось равным 1000 с, во втором — 180 с. Считая нефть степенной жидкостью, найти константы n и k/р модели.

Решение. Из формулы (4.13) следует что Q/Q2 = (dt/d2)3 + 1/n. Поскольку отношение расходов истечения обратно пропорционально временам истечения, то имеем уравнение: 180/1000 = (2/3)3+ для определения показателя n. Из полученного уравнения находим n а 0,81. Затем, используя результаты первого эксперимента, получаем уравнение:

0,0001    3,14-0,81-0,00231 9,8-0,002;

1/0,81

откуда находим к/p а 0,92-10—6 м2119.

Другой моделью, применяемой для описания свойств нефтей с предельным напряжением сдвига является модель бин-гамовского пластика (см. рис. 4.5, б, 1)

Y = 0, если |т| < т0;

(4.14)

Y = (т — т0)/^, если т > т0.

Смысл этих соотношений таков: до тех пор пока касательное напряжение т между слоями нефти не достигнет некоторого предельного значения т0, сдвиг слоев отсутствует; при т > т0 нефть течет, при этом скорость сдвига пропорциональна превышению напряжения трения т над предельным т0.

Следует отметить, что так же, как и в случае степенной жидкости, параметры u и т0 модели Бингамовского пластика зависят от температуры T, причем при увеличении последней т0 ^ 0. Это означает, что при нагревании нефтей их свойства приближаются к свойствам ньютоновских вязких жидкостей; при т0 = 0 модель (4.14) совпадает с моделью (4.5).

При ламинарном течении бингамовского пластика в круглой трубе с внутренним диаметров d расход Q связан с разностью давлений Ap, вызывающей течение (для начала течения необходимо, чтобы Ap/Ld > 4т0), формулой

Q _ nd4Ap/L

(4.15)


128u

в которой L — длина трубы. При т0 = 0 формула (4.15) переходит в формулу Пуазейля (4.6) для вязкой жидкости.

Можно указать также более общую модель, называемую моделью Бакли — Гершеля, объединяющую в себе черты моделей степенной жидкости Освальда (4.11) и бингамовского пластика (4.14) (см. рис. 4.5, б, 2)

Y = 0, если |т| < т0;

(4.16)

| Y |n—1 Y = (т — т0)/к, если т > т0.

При n ^ 1 и т0 ^ 0 модель (4.16) совпадает с моделью (4.5) вязкой жидкости.

Теплоемкость нефтей является особенно важной характеристикой для тех из них, которые можно транспортировать по трубопроводам только с предварительным подогревом (см. гл. 11). Повышение температуры снижает вязкость нефти (см. рис. 4.4) и позволяет сделать ее пригодной для перекачки. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания нефти, зависит от ее теплоемкости. Теплоемкостью С вещества, как известно, называется количество теплоты, которое нужно передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1° Цельсия или Кельвина. Для большинства нефтей теплоемкость С лежит в пределах 1500 — 2500 Дж/(кг-К) или 350 — 600 кал/(кг-К);    1    кал =

= 4,1868 Дж.

Для того чтобы повысить температуру объема V нефти, имеющей плотность р, от значения Т1 до значения Т2 необходимо затратить количество QT энергии, равное

Qt = pC(T2 - Т1) V.    (4.17)

Здесь предполагается, что С « const. Однако эта величина, строго говоря, не является постоянной, а зависит от температуры нефти. Для расчета теплоемкости С часто используют формулу Крего:

C(T) = -^3156(762 + 3,39 Т),    (4.18)

р293

в которой р293 — плотность нефти при 293 К (или 20 °С), кг/м3; Т — абсолютная температура, К; С — Дж/(кг-К).

Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Количество q (Т/м2) тепловой энергии, переносимой в единицу времени через площадку, перпендикулярную к оси х и имеющую единичную площадь, обычно удовлетворяет закону теплопроводности Фурье

q - 1 - дТ

дх

в котором Хт — коэффициент теплопроводности, Вт/(м-К). Этот коэффициент для нефтей находится в интервале 0,1—0,2 Вт/(м-К). В диапазоне температур 273 — 473 К коэффициент Хт можно рассчитать по формуле Крего — Смита:

Хт - l56i6(1-0,00047-Т).    (4.19)

р293

Здесь р293 — кг/м3; Т — К; Хт — Вт/(м-К).

Давление насыщенных паров (ДНП) является важным показателем не только содержания легких углеводородов в нефти и ее испаряемости, но и безопасности при транспортировке и хранении в резервуарах нефтеперекачивающих станций и нефтебаз. ДНП — это давление насыщенных паров транспортируемой нефти над ее поверхностью в замкнутом объеме (резервуаре, полости трубопровода), находящихся в термодинамическом равновесии с жидкостью при данной температуре. ДНП оказывает влияние на образование паровых пробок в трубопроводах, на значение потерь от испарения при закачке нефти в резервуары и хранении в них, на глубину переработки и выход фракций.

Абсолютное давление паров P в газовой полости трубопровода или резервуара складывается из суммы парциальных давлений P, углеводородов, входящих в состав нефти:

P = 2P, = 2y,Ps,(T),

где у — молярная концентрация i-го углеводорода в нефти.

Для чистых углеводородов зависимость давления насыщенных паров Ps(T) от температуры T описывается термодинамическим уравнением Клапейрона — Клаузиуса

dPs(T) _ гисп    (4 20)

dT T(Vjj-^ж)'    ' ¦    '

где гисп — молярная энтальпия испарения, Дж/(моль-град); Vm

Vж — мольные объемы соответственно пара и жидкости, м3/моль.

При незначительном изменении отношения молярной энтальпии испарения к разности коэффициентов сжимаемости пара и жидкости от температуры, интегрирование уравнения (4.20) приводит к соотношению

lgPs(T) = А + B/T,    (4.21)

где А, B — постоянные коэффициенты.

Ввиду сложного состава нефти рассчитать давление насыщенных паров теоретически затруднительно, поэтому на практике его определяют экспериментально.

В табл. 4.5 приведены данные о физико-химических свойства некоторых нефтей.

В случае если известны два значения ДНП при двух температурах, то из (4.21) легко найти значение B и рассчитать значение Ps (T) в интервале температур от T1 до T2.

Т а б л и ц а 4.5

Физико-химические свойства нефтей

Нефть

Плотность

кг/м3

Вязкость при 20 °С, сСт

Температура застывания, (после обработки), °С

Давление насыщенных паров при 37,8 °С, кПа

Содержание парафина, %

Мухановс-

кая

846,2

13,3

— 27

139

6,9

Ромашкин-

ская

862,0

14,2

— 42

436

5,1

Усинская

836,9

3

362

10,8

Ярегская

944,9

786,3 (при 40 °С)

1,4

Пример. Определить давление насыщенных паров нефти при температуре 283 К, если известны значения этих давлений при двух температурах Ps(313) = 111,72 кПа и Ps(278) = 29,4 кПа.

Решение. Используя формулу (4.21) приведем ее к виду: Ps(T)    =

= Ps1 1 0[B(1/T1_1T)l Значение коэффициента B найдем также из (4.21). B = lg[Ps1(313)/Ps2(278)]/(1/Tj — 1/T2) = lg(111,72/29,40)/(1/313—1/278) = =    —1441,41. Используя найденное значение, получим Ps(283)    =

= 111,7210[ —1,441,41(1/283—1/313)] = 36,3 кПа.

Давление насыщенных паров измеряется по методу Рейда в соответствии с требованиями ГОСТ 1756 — 52, ASTM D 323. В документы о качестве нефти записывается ДНП, измеренное при строго определенной температуре 37,8 °С (100 °F), что позволяет сравнивать различные нефти по этому показателю. Для проведения измерений используют стальной, состоящий из двух разъемных частей цилиндр, называемый "бомба Рейда". Каждая часть бомбы содержит полости: одна — воздушную, другая — топливную, отношение объемов которых равно 4:1. После заполнения топливной камеры нефтью обе части бомбы соединяются и помещаются в термостат. ДНП измеряется в воздушной камере манометром.

Температура застывания имеет важное значение при осуществлении технологических операций с нефтью, например при определении времени безопасной остановки перекачки для проведения ремонтных работ. Так как нефти являются смесью различных углеводородов, то у них переход из жидкого состояния в твердое происходит постепенно в некотором интервале температур. Чем ближе фактическая температура нефти к ее температуре застывания, тем больше энергозатрат требуется на ее перемещение. На температуру застывания сильное влияние оказывают содержащиеся в нефти парафины, асфальтосмолистые вещества, а также предварительная термообработка. В соответствии с ГОСТ 20287 — 74 температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45° в течение 1 мин.

При отсутствии экспериментальных данных о температурах застывания T., можно воспользоваться расчетной формулой

T _ _4,254(lnv50)2 + 48,347-lnv50 _ 59,5    (4 22)

T з    ,    (4.ZZI

з    1 + 0,184-lnv 50

где v50 — вязкость при 50 °С, сСт.

Для снижения температуры застывания нефтей применяют депрессорные присадки. Например, применение депрессор-ной присадки на основе сополимера этилена с винилацета-том, разработанной специалистами ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, на магистральном нефтепроводе Уса — Ухта позволило снизить температуру перекачиваемой нефти от 4 — 6 до минус (8-10) °С.

При охлаждении нефти в процессе транспортировки по магистральным нефтепроводам возможно образование пространственной структуры или выпадение в осадок отдельных компонентов, например кристаллов парафинов. Эти явления создают значительные трудности при эксплуатации магистральных трубопроводов и их оборудования, вследствие запа-рафинирования и уменьшения сечения трубопровода, увеличения гидравлического сопротивления, забивания фильтров на нефтеперекачивающих станциях, выпадения осадка в резервуарах и др. Содержание парафина в нефтях отдельных месторождений может достигать 40 %. Скрытая теплота плавления парафинов ориентировочно равна 226-230 Дж/(кг-К).

данным эксплуатации и установления зависимости между отбором газа и темпом падения давления периодичность замеров пластового давления по действующим скважинам может быть доведена до 1—2 раз в год с остановкой не менее 50% фонда скважин.

Кроме того, необходимо периодически в сроки, предусмотренные правилами, проводить комплексные исследования, а также исследования после проведения работ по интенсификации и капитальному ремонту скважин.

III. Специальные исследования проводятся, как правило, для определения тех или иных параметров, обусловленных специфическими условиями рассматриваемого месторождения. К числу специальных исследований относятся работы по контролю за положением контакта газ— вода в специально выбранных для этой цели скважинах, изучение степени• коррозии екзажинного оборудования при различных режимах работы, определение степени истощения отдельных пластов в процессе разработки и возможного перетока газа из одного горизонта в другой при их совместном вскрытии, изучение влияния значительного количества влаги и разрушения призабойной зоны на производительность сквгжины, проведение работ по интенсификации (дополнительная перфорация, СКО, укрепление призабойной зоны, установка цементных мостов и др.).

1.3. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ

Подготовка газовой скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается следующим.

1.    Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации.

2.    Геологическими особенностями залежи и характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т. е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образованием гидратов в стволе скважины в процессе испытания, подтягиванием конуса подошвенной воды.

3.    Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов.

4.    Степенью освоения месторождения, т. е. наличием наземных коммуникаций по сбору и осушке газа, факторами, ограничивающими давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания и др.

Перед испытанием скважины, вышедшей из бурения, необходимо освоить ее, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. В зависимости от ожидаемого дебита необходимо выбрать такую конструкцию фонтанных труб, при которых обеспечивается вынос потоком газа твердых и жидких примесей с забоя скважины. Соблюдая названные условия, продувку скважины следует осуществлять многоцикловым методом, который заключается в следующем: сначала устанавливается шайба (штуцер) небольшого диаметра. Постепенно увеличивая диаметр шайбы, снимают 4—5 точек. Затем диаметр шайбы уменьшают до начального установленного при прямом ходе и снимают при этом также 4—5 точек в обратном порядке. Как правило, в процессе продувки делают 2—3 цикла, затрачивая на каждый режим 30—40 мин.

В процессе продувки осуществляется контроль за выносом примесей в потоке газа с помощью сепарационных установок. Многоцикловый метод освоения и продувки скважины позволяет наиболее эффективно очистить призабойную зону и определить степень ее очистки по полученным кривым. Совпадение последнего цикла с предыдущим считается концом процесса очистки забоя, если нет других причин (например, приобщение новых интервалов), влияющих на продуктивность скважины. Последнее проверяется в результате исследований глубинным дебитомером, шумомером, термометром и т. д. Оборудование устья скважины для проведения газогидродииамнчсских исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам (рис. 1.1, 1.2).

Рис* 1.1. Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту.

/    скважина; 2 — фонтанная арматура; 3 — лубрикатор; 4 — лебедка; 5 — сепаратор;

6    емкость для замера жидкости; 7 — диафрагменный измеритель критического истече

ния; Я — факельная линия; 9 — манометры; 10 — термометр; 11 — глубинный прибор; 12 — крепление выкидной линии; 13 — линия ввода ингибитора

Рис. 1.2. Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту.

/ блок входных ниток; 2 — линия контрольных замеров; 3 — контрольный сепаратор;

4 узел замеров; 5 — сепаратор I ступени; в — разделительная емкость; 7 — факельная линия: 8 — регулятор теплового режима; 9 — теплообменник; 10 — регулируемый штуцер; // — сепаратор II ступени

Эквивалентная точка росы газа. На практике имеет место определение точки росы газа в одних условиях (р, t) с последующим использованием этих показателей в других режимах работы ГГ С,

В настоящее время обработка газа на всех УКПГ (НТС, абсорбционных и адсорбционных) ведется при давлениях, значительно отличающихся от давления в ГТС. На этих УКПГ точка росы газа по воде определяется на выходе газа из колонн (абсорберов, адсорберов), т.е. при давлении процесса осушки. Точка росы газа по воде и углеводородам в расчетных точках ГТС отличается от точки росы газа на выходе из установки.

В связи с этим нами введено понятие эквивалентной точки росы газа по воде (обозначается как Т3). Используя Тэ, глубину обработки газа на различных УКПГ можно привести в соответствие с давлением газа в любой точке ГТС.

Тощие газы. Этим термином обозначаются газы, для подготовки которых к транспорту не требуется извлекать из них тяжелые углеводороды. К тощим можно отнести газы, содержащие менее 1 г/м3 углеводородов С5+. Для подготовки таких газов к транспорту необязательно обеспечивать точку росы по углеводородам в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93.

Давление максимальной конденсации - давление, при котором имеет место наибольший выход жидкой углеводородной фазы при постоянной температуре. Давление максимальной конденсации может быть определено как по фракциям, так и по отдельным компонентам. Этот показатель не является постоянным для пластовой продукции ГКМ, так как зависит от состава охлаждаемой смеси и от температуры.

Газовый конденсат - жидкая смесь углеводородов, образовавшаяся при изменении давления и (или) температуры газа.

Стабильный газовый конденсат. В технической литературе под выражением стабильный конденсат, как правило, подразумеваются углеводороды С5+. Однако при составлении материального баланса установок переработки конденсата соответствие этого продукта пентану и более высоким углеводородам необязательно.

Основным фактором, определяющим свойства смеси тяжелых углеводородов как стабильного конденсата, является давление его насыщенных паров, определяемое в соответствии с ОСТ 51.65-80.

Конденсатный фактор - содержание углеводородов С5_ в

единице объема газа. Этот показатель является одним из основных, определяющих технико-экономические показатели УКПГ. Со снижением пластового давления месторождения происходит выделение тяжелых углеводородов в пластовую жидкую фазу. Следовательно, снижается концентрация конденсата в добываемом сырье. Во всех случаях рекомендуется указать режим, при котором получен конденсатный фактор. Конденсатный фактор может выражаться в г/м3 или в см3/м .

Газовый фактор - количество газа, выделяемого из единицы массы или объема, в пересчете на стабильный конденсат или нефть. Этот термин применяется в основном относительно газонефтяных смесей. Газовый фактор может выражаться в м3/т или в м33.

Абсорбция. Абсорбцией называется процесс поглощения компонентов газа жидкими поглотителями-абсорбентами. Движущей силой процесса является различие давления насыщенных паров извлекаемого компонента в сырьевом газе и над раствором, контактирующим с газом.

Десорбция - выделение из поглотителя (абсорбента, адсорбента, ингибиторов гидратообразования и т.д.) поглощенных компонентов газа, а также продуктов загрязнения (мехпримесей, солей, продуктов коррозии и термического разложения и т.д.).

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) - это совокупность установок и вспомогательных объектов, обеспечивающих получение газа и конденсата с заданными качественными показателями. В состав УКПГ входят основные технологические установки (осушка, НТС, блоки регенерации метанола и гликоля, обработки нестабильного конденсата и т.д.), до-жимные компрессорные станции, а также вспомогательные объекты (блоки подготовки ингибиторов коррозии или другого назначения, склады реагентов).

Интенсификация. Под этим термином подразумеваются на-учно-технические решения или их совокупность, обеспечивающие лучшие технико-экономические показатели по сравнению с базовым процессом. Выражение "базовый процесс" обозначает процесс, требующий усовершенствования.

Разработка и усовершенствование методов расчета, позволяющих более точно определить влияние отдельных факторов на механизм технологических процессов, служат их интенсификации, так как на стадии проектирования установок позволяют рекомендовать режим, обеспечивающий получение требуемого эффекта при минимальных приведенных затратах.

опережающего ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивающих повышение газо- и конденсатоотдачи (тенденция к минимизации).

Применение предложенных энергосберегающих технологий разработки месторождений позволяет повысить газо- и конденсатоотдачу на 15 — 20%.

По существу, предлагаемый новый энергосберегающий подход можно рассматривать как основную концепцию разработки и эксплуатации месторождений природного газа XXI века!

Состав и физико-химические свойства природных газов  »
Библиотека »

Магазин Каблук.ру: туфли, ботинки, босоножки

www.cablook.ru