Аналитика



СТИЛУС: ангары из металлоконструкций, каркасы из профилей и двутавров

www.lmk-angar.ru

Физические основы добычи нефти и газа

Глава 1

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

1.1. Газонефтяное месторождение

Естественное скопление нефти (газа) в недрах называется нефтяной (газовой) залежью. Совокупность залежей, расположенных на одном участке (районе) суши или моря, образует нефтяное (газовое) месторождение. Часто залежи нефти имеют газовые шапки, а газовые - нефтяные оторочки. В этих случаях тип залежи или месторождения определяется по значительности запасов одного из этих компонентов.

Существуют две теории происхождения нефти - органическая и неорганическая. Более принята теория органического образования нефти и газа, по которой остатки животных и растительности, разлагаясь в недрах Земли под действием высоких температур и давления, образовали углеводороды - составляющие нефти и газа.

Нефть (газ) совместно с водой содержатся в разветвленной системе пор, пустот, поровых каналов, трещин, каверн между отдельными зернами или агрегатами зерен породы, которая называется коллектор нефтяной залежи. Наличие пустот в коллекторе называется пористостью. Значение пористости определяется коэффициентом пористости, т.е. отношением общего объема всех пустот в породе к геометрическому объему породы с пустотами. С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается.

Нефтенасыщенность - отношение объема пор в залежи, заполненных нефтью, к общему объему пор.

Проницаемость горных пород характеризует их способность пропускать через себя жидкость и газ.

Абсолютная или физическая проницаемость - это проницаемость пористой среды при движении в ней какой-либо одной фазы - газа или однородной жидкости без физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой фазы - жидкой или газовой.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Упругость горных пород - способность их к изменению своего объема с изменением давления. Она влияет на перераспределение давления в пласте в процессе эксплуатации.

Внутреннее давление в пласте в процессе добычи нефти из залежи снижается, что приводит к уменьшению объема, а следовательно, к вытеснению из него жидкости и газа.

Карбонатность горных пород - суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды, поташа, известняка, доломита, сидерита и др. Значение этой величины является основой для выбора средств воздействия на них. Так, например, соляная кислота растворяет карбонаты, увеличивая число пор и поровых каналов, что приводит к возрастанию проницаемости.

Для получения притока нефти и газа к забоям скважин, которые вскрыли нефтяную залежь, необходим перепад давления между пластовым давлением и давлением на забое, создаваемым столбом жидкости и газа в скважине. Этот перепад давления называется депрессией. Количество жидкости, поступающей в скважину в единицу времени, т.е. дебит скважины, зависит от пластового давления, значений всех сопротивлений движению жидкости и депрессии.

1.2. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях

Пластовая жидкость может двигаться к забоям скважин под действием: напора краевых (контурных) вод; напора газовой шапки; энергии сжатого газа газонефтяной смеси; упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы; сил гравитации (тяжести) жидкости.

Забой добывающей скважины является местом, куда вследствие пониженного давления стремится краевая вода и нефть, заполняя освобожденные поры пласта.

Газ газовой шапки давит на поверхность газонефтяного контакта и вытесняет нефть к забою скважины, при этом газовая шапка увеличивается в объеме.

Снижение пластового давления вызывает выделение из нефти растворенного в ней газа, последний расширяется и приводит в движение нефть в направлении забоя скважины.

По мере извлечения нефти и газа из пласта за счет упругих сил нефти, воды, газа, а также вмещающей их породы, происходит снижение пластового давления. Это приводит к сокращению объема порового пространства, что является дополнительным источником энергии движения нефти к забою скважины.

Под действием сил гравитации (тяжести) нефть перемещается из повышенных частей пласта к забою скважин, расположенных ниже.

Силами сопротивления движению нефти по пласту являются силы трения, гидравлические сопротивления, силы адгезии (прилипания) нефти к породе и капиллярные (молекулярноповерхностные) силы, удерживающие нефть.

Основное сопротивление движению нефти создают силы трения внутри жидкости и о стенки поровых каналов. Силы трения зависят от вязкости жидкости и проницаемости породы при заданных давлениях и температуре пласта.

При двух- и трехфазном движении, т.е. при совместном движении нефти и газа или нефти, газа и воды, газ запирает (закупоривает) поры, что препятствует движению нефти.

Явление адгезии (прилипания) нефти к породе проявляется в том, что нефть при контакте с поверхностью породы остается на ее поверхности при свободном истечении ее под действием силы тяжести в виде пленки.

Капиллярные (молекулярно-поверхностные) силы проявляются на границе нефти и воды. Чтобы привести в движение нефть на контакте с водой, в пласте следует создать перепад давления, превышающий капиллярные силы, равные уравновешивающей силе тяжести.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поро-вое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта и в дальнейшем именуют приведенным. Пластовое давление рассчитывают по картам изобар.

Начальное пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта. Если пластовое давление значительно отличается от гидростатического, то говорят об аномально высоком или аномально низком пластовом давлении.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1 °С в метрах от устья скважины (по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 °С.

Забойное давление - давление, поддерживаемое на забое скважины в процессе эксплуатации. Для притока продукции из пласта в скважину необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового.

Давление на устье скважины в насосно-компрессорных трубах (НКТ) называется устьевым или буферным.

Давление в затрубном пространстве между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной называется затрубным.

Статическим уровнем называется расстояние от устья до уровня жидкости в остановленной скважине.

Уровень жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины называется динамическим.

Геолого-энергетическая характеристика залежи определяет режим ее дренирования. В зависимости от темпа отбора жидкости и газа можно получить эффект вытеснения нефти водой или газом или за счет расхода энергии газа, растворенного в нефти. Поэтому режим дренирования залежи можно классифицировать как режим вытеснения нефти водой или газом; режим истощения внутренней газовой энергии залежи.

1.3. Химико-физические свойства нефти, пластовой воды и газа

Плотность (удельный вес) - одна из основных характеристик нефтей. Диапазон ее изменения - 750-1000 кг/м3. На практике иногда используют относительную плотность, т.е. безразмерную величину отношения плотности нефти (нефтепродукта) при стандартной температуре 20 °С к плотности дистиллированной воды при стандартной температуре 4 °С.

Плотность обычно измеряют с помощью ареометров. Для более точного определения плотности нефти в лабораториях пользуются весами Вестфаля и пикнометром. Плотность измеряют в пластовых и поверхностных условиях. Плотность нефти в поверхностных условиях всегда выше вследствие разгази-рования.

Вязкость - свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других (внутреннее трение). Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и условную вязкость.

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности жидкости. Единицы вязкости в СИ: динамическая - Н-с/м2 = Па-с; кинематическая - м2/с. Условная вязкость - отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20 °С. (Иногда встречаются устаревшие условные единицы -градусы Энглера (°Е) и Барбы (°В), секунды Сейболта ("S) и Редвуда ("R).)

Вязкость является важнейшим физическим свойством нефти, определяющим ее движение в пластовых условиях и при транспортировке ее по трубопроводам. Вязкость измеряют с помощью вискозиметров. С увеличением температуры вязкость нефти уменьшается, а с повышением давления - незначительно увеличивается. Вязкость пластовых нефтей возрастает при давлении ниже давления насыщения из-за разгазирова-ния. Обычно вязкость нефти равняется 0,5-25 мПа - с (более 15 мПа - с - повышенная вязкость). Вязкость разгазированных нефтей значительно выше пластовых (в 3-15 раз). Вязкость газов заметно увеличивается с повышением давления и температуры.

Одним из физических свойств нефтей и нефтепродуктов является их испаряемость. Испарение - это процесс перехода жидкости у поверхности на открытом воздухе из жидкого состояния в парообразное. Это свойство нефти и нефтепродуктов необходимо учитывать в системах сбора и транспорта нефти на месторождениях.

Давление паров данной жидкости, находящихся в равновесии с ней, называют упругостью паров жидкости.

Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.

Количество газа, приходящегося на 1 т нефти, называется газовым фактором.

Процесс растворения газа в нефти определяет распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами в нефтяной залежи. Весовая концентрация газа, растворяющегося в жидкости, пропорциональна его абсолютному давлению (при постоянной температуре) по закону Генри

Кг = aPVxo

где Vг - объем поглощенного газа (приведенный к атмосферному давлению); а - коэффициент растворимости газа; р - абсолютное давление газа; Кж - объем жидкости, в которой растворяется газ.

Кривые растворимости реальных газов отличаются от кривых по закону Генри.

Количественные показатели растворимости газа зависят также и от способа дегазирования нефти - контактного и дифференциального. В первом случае весь выделившийся газ (при снижении давления) до конца процесса остается в контакте с жидкостью. Во втором - выделяющийся газ периодически удаляется из системы. В пластовых условиях при снижении давления этот процесс ближе к контактному дегазированию.

Уменьшение объема нефти при ее дегазировании в промысловой практике называется "усадкой" нефти. Коэффициент "усадки" нефти определяется как отношение плотности общего объема насыщенной газом нефти (отнесенной к атмосферным условиям) к плотности насыщенной газом нефти в пластовых условиях. Отношение 1 м3 нефти5 в пластовых условиях к 1 м3 нефти в атмосферных условиях называется объемным коэффициентом для нефти.

Нефть и газ состоят из смеси различных углеводородных и неуглеводородных соединений. Углеводородные соединения -парафиновые, нафтеновые и ароматические (редко олефино-вые) группы углеводородов. Неуглеводородные соединения -кислородные, сернистые и азотистые соединения.

Основными химическими элементами нефти являются углерод (82-87 % по весу) и водород (11-15 % по весу). В небольших количествах в нефти могут содержаться кислород (до 1,5 % по весу), сера (0,1 -7,0 % по весу и более) и азот (до 2,2 % по весу); в еще меньших количествах присутствуют минеральные примеси - хлор, йод, бром, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, кремний, железо, никель и др.

Для характеристики нефтей и нефтепродуктов используют показатели температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, плавления и застывания.

Смесь паров нагреваемого нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня при температуре, которая называется температурой вспышки. При этом вспыхнувшее пламя мгновенно затухает. Температура вспышки ниже, если легче фракция нефти. Температуры вспышки, например, бензиновых фракций составляют 40 °С, керосиновых от 28 до 60 °С, масляных от 130 до 325 °С. При температуре вспышки можно определить чистоту полученных фракций нефти и возможность образования взрывчатых смесей.

После определения температуры вспышки нефтепродукта при поднесении огня его пары вновь загораются и не гаснут в течение некоторого времени. Эта температура называется температурой воспламенения.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нефтепродукт при контакте с воздухом самопроизвольно воспламеняется. Наиболее легко самовоспламеняются высококипящие нефтепродукты (300-350 °С).

Температурой плавления твердых нефтепродуктов (парафина и церезина) называется температура их перехода из твердого состояния в жидкое (в определенных условиях).

Температурой застывания называется температура, при которой (в определенных условиях испытания) нефтепродукт теряет подвижность. Температура застывания в основном зависит от содержания парафинов и церезинов в нефти. Они являются важным показателем при транспорте и использовании нефтепродуктов при низких температурах.

Отметим электрические свойства нефтепродуктов. Нефтепродукты плохо проводят электрический ток. Некоторые из них используются как изоляторы - парафин, трансформаторное, конденсаторное масло и др. Электровозбудимость - свойство нефтепродуктов удерживать электрический заряд при движении нефтепродуктов в сосудах, трубопроводах и т.п. Для снятия электрических зарядов необходимо заземлять все устройства, по которым транспортируются нефтепродукты.

Фракционный состав нефти - процентное содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах при ее перегонке. При различных температурах (температуре начала и конца кипения) определяют количество и качество составных частей нефти (фракций-дистиллятов). После обработки дистиллятов различные нефтепродукты получают в виде товарной продукции.

Товарные свойства нефтей определяются технологической классификацией. Она предусматривает показатели оценки нефтей:    содержание серы в нефтепродуктах; содержание фракций, которые вскипают до 350 °С, содержание базовых масел и их качество; содержание парафина; индекс вязкости.

В табл. 1.1 приводится принятая технологическая классификация нефтей. Подготовленная нефть должна иметь показатели, соответствующие табл. 1.2.

В поровом пространстве нефтяной залежи вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплуатации скважин остается неподвижной. Такую воду называют "связанной" (с породой), "реликтовой", "погребенной", "остаточной". Эта вода может заполнить до 20 % объема пор и более. Остальная вода может выноситься к забоям скважин и подниматься на поверхность вместе с нефтью и газом. На практике такую воду именуют "пластовой".

Пластовые воды по степени полезности делятся на соленые, слабосоленые и пресные. Минеральные вещества (растворенные соли) натрия, калия, магния, железа, йода, брома и других определяют их общую минерализацию. Из газообразных веществ в пластовые воды входят углеводородные газы и иногда значительное (до 25 %) количество сероводорода.

Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:

контурные (краевые) - воды в пониженных участках нефтяных пластов, подпирающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;

верхние контурные (верхние краевые) - в случае, если ненефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена поверхностными водами;

подошвенные - воды в нижней части приконтурной зоны пласта; иногда они распространены по всей структуре, включая и ее сводовую часть;

промежуточные - воды, залегающие в пропластках нефтяных или газовых пластов;

верхние - воды, залегающие выше данного нефтяного (газового) пласта;

нижние - воды, залегающие ниже данного нефтяного (газового) пласта;

смешанные - воды, залегающие выше данного нефтяного (газового) пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов или поступающие из выше- и нижележащих водоносных пластов.

К особым видам пластовых вод можно отнести тектонические, шельфовые и технические. Тектонические воды могут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Шельфовые воды - подземные воды шельфо-14

Технологическая характеристика нефтей

Класс

По содержанию серы

По выходу светлых нефтепродуктов

По содержанию базовых масел

По индексу вязкости

По содержанию парафинов

Нефти

Массовая

доля серы, %

Тип

Выход фракций до 350 °С, %

Груп

па

Массовая доля базовых масел, %

Под-

груп

па

Ин

декс

вязко

сти

базо

вых

масел

Вид

Нефти

Мас

совая

доля

пара

фина

нефти,

%

нефти

бензине (н.к. 200 °С)

в реактивном топливе (н.к. 120240 °С)

в дизель-ном топливе (н.к. 240350 °С)

на

нефть

на мазут выше 350 °С

I

Малосер

0,50

0,15

0,10

0,20

т,

45

М.

25

45

И1

85

П1

Малопара-

До 1,50

нистые

финистые

II

Се рни-

0,51-

0,15

0,25

1,0

т,

30-

М2

15-

45

И2

40-

П2

Парафи-

1,51-6,0

стые

2,0

44,9

25

85

нистые

III

Высоко-

>2,0

0,15

0,25

1,0

Тз

<30

М3

15-

30-

-

-

П3

Высокопа-

>6,0

серни-

25

45

рафини-

стые

стые

М4

15

<30

-

-

-

П р и м е ч а н и е . н.к

. - начало кипения.

Т а б л и ц а 1.2

Показатели степени подготовки нефти по ГОСТ 9965-76 с изменениями на 01.01.90

Показатель

Норма для группы

1

2

3

Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

300

900

Массовая доля воды, %, не более

0,5

1,0

1,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

0,05

0,05

Давление насыщения паров, кПа (мм рт. ст.), не более

66,7

66,7

66,7

(500)

(500)

(500)

вых частей материков, т.е. прибрежных частей дна Мирового океана. Техническая вода попадает в нефтегазовые пласты (особенно с низким пластовым давлением) при бурении скважин и ремонтных работах при эксплуатации скважин.

Основные физические показатели пластовых вод:    плот

ность, соленость, минерализация, вязкость, температура, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде.

Попутный нефтяной газ содержит большое количество пропана, бутана и более тяжелых углеводородов. В зависимости от этого попутные газы можно условно разделить на три категории:

бедные или сухие, содержащие до 50 г/м3 тяжелых углеводородов (от пропана и выше);

средней жирности, содержащие от 50 до 400 г/м3 тяжелых углеводородов;

жирные, содержащие свыше 400 г/м3 тяжелых углеводородов.

Большинство попутных газов из категории жирных. С легкой нефтью обычно добывают более жирные газы, с тяжелыми нефтями - в основном сухие газы.

Пропан и бутан легко сжижаются при небольших давлениях. Например, давление паров пропана при температуре 20 °С составляет 0,83 МПа. В пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ в пластовых условиях находится в различных состояниях в зависимости от давления насыщения - свободном, растворенном, адсорбированном. Основные физические показатели - плотность, вязкость, растворимость, сжимаемость. Плотность свободного газа по отношению к плотности воздуха называется относительной плотностью газа.

1.4. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа

Скопление нефти и газа наблюдается лишь в осадочных породах, которые образуются путем осаждения вещества в воде, а также из воздуха. Осаждение может быть механического, химического и биогенного типов. Поэтому осадочные породы могут быть обломочными (галечники, гравий, песчаники, глины, аргиллиты), хемогенными (каменная соль, ангидрит, гипс, доломиты) и биогенными (известняки-ракушечники, мел, уголь, сланцы). Поверхность земли более чем на 3/4 состоит из осадочных пород.

Наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются песчаники, глины и алевролиты.

Песчаник - обломочная осадочная горная порода из сцементированного песка. Он состоит в основном из зерен кварца, часто с примесью полевого шпата. Обычный диапазон размеров зерен песчаника 0,1-2 мм.

Глины кроме обломочного материала (мельчайших зерен кварца, слюидов, шпатов) содержат глинистые материалы химического разложения магматических пород и откладываются в водной среде. Обычно частицы глины размером менее 0,01 мм.

Алевролиты - осадочные породы в виде мелких обломков (0,01-0,1 мм), сцементированные в плотные горные породы. Хемогенные породы состоят из минералов того же названия. Биогенные породы образуются путем накопления органических остатков животных и растений, а также продуктов и х жизнедеятельности.

Осадочная толща земной коры состоит из различных слоев горных пород (пластов). Пласт - геологическое тело относительно однородного состава. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, поверхность, ограничивающая его сверху, - кровлей.

Толщина пласта обычно во много раз меньше его протяженности.

В основном преобладают горизонтальные слои. В результате тектонических давлений (сдвигов) земной коры они могут быть наклонены, смяты в складки и разорваны. При этом образуются различные структурные формы (структуры). Складка слоев горных пород, обращенная вверх, называется антиклиналью. Типичным случаем расположения нефти и газа является антиклиналь, где в верхней части пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу вода, а между ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом (ВНК или ГНК).

1.5. Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежей

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекается только часть запасов нефти в пластах. Отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам называется коэффициентом нефтеотдачи.

Различают текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи. В первом случае он определяется конкретной датой (временем) разработки, а во втором - в конце периода эксплуатации. Прекращение эксплуатации или "выбытие" ("списание") скважин из эксплуатационного фонда приурочено к предельной обводненности (90-99 %) продукции или малым дебитам нефти.

Значения предельной обводненности и предельных дебитов определяются экономической целесообразностью разработки нефтяной залежи.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: режима работы залежи, физических свойств пород и пластовых жидкостей, систем разработки залежи и т.д. Во многих случаях нефтеотдача определяется в первую очередь режимом работы залежи, т.е. ее геолого-промысловой характеристикой.

В случае вытеснения нефти водой (водонапорный режим) объем залежи, занимаемый нефтью, непрерывно уменьшается. Перед фронтом воды движется все время в основном одна фаза - нефть, в связи с чем эффективная проницаемость породы для нефти все время остается достаточно высокой. Это дает значительный эффект вытеснения, достигающего 70-80 %. Такого же значения нефтеотдачи можно достичь при газонапорном режиме (режим газовой шапки).

При работе залежи с газовым режимом (режим растворенного газа) снижение пластового давления ведет к выделению из нефти растворенного газа, что приводит к росту газонасы-щения породы и тем самым уменьшению эффективной проницаемости ее для нефти. Поэтому процесс истощения газовой энергии малоэффективен. Так, при газонасыщенности породы более 35 % наблюдается движение только газа. В конечном итоге коэффициент нефтеотдачи при этом составляет 1030 %.

Каждый режим характеризуется определенными показателями в процессе эксплуатации залежи. Такими показателями являются обычно пластовое давление (отнесенное к начальному контуру нефтеносности или среднее по площади) и газовый фактор. Эти показатели зависят в основном от темпов отбора и энергетической характеристики залежи. Отсюда становится ясной задача восполнения пластовой энергии путем закачки воды или газа, о чем будет указано ниже. Проекты разработки месторождения ориентируются на среднюю нефтеотдачу 4050 %.

В настоящее время везде, где позволяют геологические условия и это целесообразно с экономической точки зрения, создается искусственный водонапорный режим. Более 80 % нефти в стране добывается из месторождений, на которых осуществляется поддержание пластового давления с применением законтурного и внутриконтурного заводнения. Но и при водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи далек от единицы. При естественном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи составляет 50-80 %, а при искусственном - 40-60 %. Основная причина неполного извлечения нефти из недр - действие капиллярных сил, проявляющихся при наличии межфазного натяжения на контакте нефть - вытесняющая жидкость.

Передвижение границы раздела нефть - вода происходит одновременно по нескольким поровым каналам разного сечения. В гидрофобной породе капиллярные силы препятствуют продвижению мениска, поэтому контакт нефть - вода быстрее передвигается по порам большого диаметра, оставляя нефть защемленной в мелких порах. В гидрофильной породе может наблюдаться и обратная картина: за счет капиллярных сил контакт быстрее перемещается в порах малого диаметра, а защемленная нефть остается в крупных порах. Нефть может оставаться в промытой части пласта также в виде пленок на стенках поровых каналов.

К уменьшению нефтеотдачи приводит и неоднородность пласта. Вода быстрее продвигается по хорошо проницаемым зонам и пропласткам, оставляя "целики" нефти на малопроницаемых участках. Этот процесс еще более усугубляется, когда вязкость вытесняющего агента меньше вязкости нефти, и чем больше различие в вязкости, тем меньше нефтеотдача.

При заводнении продуктивных пластов стараются уменьшить вредное влияние перечисленных факторов: за счет воздействия на призабойную зону пласта с целью выравнивания профилей притока и поглощения, регулирования режима работы нагнетательных и добывающих скважин, чтобы не допустить образования языков и конусов обводнения; одновременной раздельной эксплуатации продуктивных пластов и раздельной закачки воды, форсирования отбора, циклической закачки, изменения направления фильтрационных потоков.

Эффективность перечисленных методов воздействия недостаточна для сильно неоднородных пластов, особенно на месторождениях высоковязких нефтей. Поэтому в настоящее время все более широкое распространение получают новые методы увеличения нефтеотдачи (табл. 1.3).

Большинство из представленных методов направлено на

Условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи

Метод увеличения нефтеотдачи

Текущая нефтеотдача, % к балансовым запасам

Вязкость

пластовой

нефти,

мПа-с

Темпе

ратура,

°С

Толщи

на

пласта,

м

Коэффи

циент

проницае

мости,

мкм2

Воздействие на призабойную зону пласта:

растворами

30

10-100

До 90

> 0,1

полимеров

мицеллярными

70

До 10

До 65

_

> 0,1

растворами

водными

30

До 50

До 90

2_15

> 0,015

растворами ПАВ растворами

60

До 100

-

_

> 0,1

щелочей

серной кислотой

30

1-30

_

_

До 0,5

карбонизирован

60

До 100

До 60

> 2

> 0,05

ной водой двуокисью

60

До 50

_

До 15

> 0,005

углерода

жидкими

15

До 100

До 40

До 40

_

растворителями

обогащенным

25

До 15

_

До 300

До 0,15

газом

сухим газом

60

До 10

_

До 15

> 0,005

высокого давления горячей водой

30

> 15

До 50

> 15

> 0,1

паром

30

> 50

До 50

> 6

> 0,1

Внутрипластовое

50

> 10

_

3_30

> 0,1

горение

Мощные

_

До 100

_

> 60

До 0,15

внутрипластовые

взрывы

Вибросейсмическое

30

30-200

2_50

> 0, 1

воздействие (волновые методы)

снижение межфазного натяжения на границе нефть - вытесняющий агент. Некоторые из этих методов приводят к ликвидации границы раздела фаз (закачка оторочек жидких и газообразных растворителей, растворение нефти в сухом газе высокого давления). Часть методов обладает комплексным воздействием. Так, закачка растворов поверхностно-активных веществ и мицеллярных растворов к тому же улучшает моющие свойства вытесняющего агента, тепловые методы и использование С02 приводят также к понижению вязкости нефти. Условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов являются ориентировочными, они изменяются с развитием техники и технологии методов воздействия.

ГЛАВА

1

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

1.1. СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

1.1.1. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ И ИХ РАЗНОВИДНОСТИ

Природный газ — это самая благородная форма ископаемого топлива. Что же представляет из себя природный газ — этот могущественный невидимка XX —XXI, а возможно, и XXII века.

Как известно, в земных условиях вещества встречаются в четырех состояниях: газы, жидкости, твердые тела, плазма.

Газ полностью переходит в состояние плазмы, если он нагрет свыше десятков тысяч градусов или еще больше. При такой температуре электроны отрываются от атомов. Получается газ, состоящий из заряженных частиц — электронов и ионов. Вещество в плазменном состоянии обладает особенными свойствами: проводит электрический ток, подчиняется действию магнитных полей, отражает, подобно зеркалу, радиоволны и так далее. При распаде плазмы, при ее охлаждении до нескольких тысяч градусов, электроны возвращаются на свои места не сразу, а вначале попадают на более высокие энергетические уровни, сильно удаленные от атомного ядра. Затем, перемещаясь с уровня на уровень и отдавая лишнюю энергию в виде света, электроны постепенно спускаются на свои обычные орбиты. Когда электроны находятся на высоких энергетических уровнях, они входят в состав атома и одновременно окружены плазмой, не успевшей распасться, и взаимодействуют с нею. В результате вещество переходит в новое удивительное состояние, по плотности газообразное, а по свойствам — металлическое. У металлов, как известно, электроны внешних оболочек свободно переходят от атома к атому. При этом в химическом составе газа может совсем не быть металла, но вещество ведет себя как металл. Некоторые исследователи считают его пятым состоянием вещества. Некоторые предполагают, что этим объясняются летающие тарелки — долгоживущие облака металлизированного газа.

Горючие газы разделяются на две группы: газы, встречающиеся в природе, и газы, полученные искусственным путем.

Газы, встречающиеся в природе, можно разделить на следующие категории:

природный газ, который добывается из естественных его скоплений, из газовых и газоконденсатных месторождений. Проф. И.Н. Стрижов [1] природными газами считает газы различного химического состава и разного генезиса, заключенные или циркулирующие в породах земной коры и выделяющиеся из естественных выходов, скважин, шахт, вулканов и т. п.;

нефтяной (попутный) газ, который встречается в свободном состоянии в виде скопления над нефтяной залежью ("газовая шапка") или в растворенном виде в нефти, добывается вместе с нефтью и выделяется при ее разгазировании. Углеводородные газы, залегающие в пластах, не содержащих нефть, называют природными (свободными), а месторождения — чисто газовыми; углеводородные газы, растворенные в нефти и выделяющиеся из нее в процессе добычи, называются нефтяными, или попутными;

растворенный газ в пластовых водах в недрах земной коры, в промышленных масштабах в настоящее время практически, кроме Японии и Китая, не добывается, но обсуждается проблема его добычи из водяных пластов, имеющих высокое давление, а также из обводненных газовых залежей после их основного периода разработки, путем совместной добычи газа и воды. Растворенный газ может использоваться для создания малой газовой энергетики для сельского хозяйства и небольших поселков, когда она предпочтительнее строительства местных отводов от газопроводов. В этом случае растворенный газ может быть конкурентоспособен с традиционным природным газом. Предполагается, что в дальнейшем экономически целесообразным будет комплексное использование как газа, растворенного в воде, так и ценных, как правило, бальнеологических компонентов, содержащихся в пластовых водах;

гидраты, которые представляют собой физико-химические соединения, состоящие из углеводородов и воды, и образуются в условиях избытка влаги при высоком давлении и пониженной температуре. Гидраты могут находиться и в недрах земной коры в виде гидратных или газогидратных залежей. При этом основная трудность разработки гидратных залежей природного газа состоит в необходимости перевода гидратов в газообразное состояние, что требует больших энергетических затрат. Имеются различные предложения добычи газа из гидратов, в том числе и из придонного слоя морей и океанов. Примером газогидратного месторождения является Мессоях-ское месторождение под г. Норильском.

В табл. 1.1, 1.2, 1.3. приведены составы природных газов некоторых чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Горючие газы, производимые человеком, в зависимости от способа их производства и состава разделяются на следующие категории:

сжиженный природный газ получают путем сжижения природного (СПГ) или нефтяного газа (СНГ). Для сжижения метана необходима температура минус 161,3 °С при атмосферном давлении. В последнее время СПГ находит все большее применение при морском транспорте природного газа с помощью метановозов. К 1994 г. объем перевозок СПГ

ТАБЛИЦА 1.1

Состав природных газов чисто газовых месторождений

Месторож

дение

Объемная

доля компонента в газе

%

Отно

си-

тель

ная

плот

ность

по

возду

ху

CH4

C2H6

СзН8

С4Н,0

С5Н12 + В

N2 + R**

CO2

H2S

Северо-Став-

98,90

0,29

0,16

0,050

0,40

0,20

-

0,56

ропольское

Березовское

95,10

1,10

0,30

0,070

0,03

3,00

0,40

0,58

Медвежье*

98,78

0,10

0,02

0,00

1,00

0,10

0,56

Заполярное*

98,60

0,07

0,02

0,01

0,01

1,11

0,18

0,56

Уренгойское*

97,84

0,10

0,03

0,02

0,01

1,70

0,30

0,56

Шатлыкское

95,58

1,99

0,35

0,100

0,05

0,78

1,15

0,58

*Сеноманская залежь.

**R — инертные

газы

гелий

аргон

криптон, ксенон).

Состав природных газов, добываемых из газоконденсатных месторождений

Месторож

дение

Объемная доля компонента в газе, %

Отно

си-

тель

ная

плот

ность

по

возду

ху

CH4

С2Н6

СзН8

С4Ню

С5Н12 + В

n2+r*

CO2

H2S

Шебелин-

92,0

4,00

1,1

0,52

0,26

2,00

0,12

-

0,606

ское

Вуктыльское

74,80

8,70

3,9

1,80

6,40

4,30

0,10

0,882

Оренбург

84,0

5,0

1,6

0,70

1,80

,9

4,

1

,5

СО

0,5 —

1,3-5,0

0,680 —

ское

1,7

0,70

Уренгойское:

88,28

5,29

2,42

1 ,00

2,52

0,48

0,01

-

0,707

БУ-8

82,27

6,56

3,24

1,49

5,62

0,32

0,50

0,813

БУ-14

Надымское

75,11

8,62

3,90

1,44

10,20

0,38

0,35

0,876

Юбилейное

79,47

9,06

4,43

1,64

4,38

0,48

0,54

0,794

Заполярное,

79,41

6,12

4,16

2,39

7,33

0,42

0,17

0,880

БТ-5

Варьеганское

70,35

6,48

7,33

2,88

10,04

2,71

0,21

0,907

Астраханское

58,86

1,88

0,60

0,23

0,12

0,81

11,00

26,5

0,855

*R —инертные газы.

ТАБЛИЦА 1.3

Состав нефтяных газов

Месторож

дение

Объемная доля компонента в газе, %

Относительная плотность по воздуху

СН4

С2Н6

СэН8

СЛ0

С5Н12 + В

N2 + R*

со2

Н^

Бавлинское

35,0

20,7

19,9

9,8

5,8

8,4

0,4

1,181

Мухановское

30,1

20,2

23,6

10,6

4,8

6,8

1,5

2,4

1,186

Ишимбай-

42,4

12,0

20,5

7,2

3,1

11,0

1,0

2,8

1,046

ское

Ромашкин-

38,8

19,1

17,8

8,0

6,8

8,0

1,5

1,125

ское

Самотлор-

53,4

7,2

15,1

8,3

6,3

9,6

0,1

1,010

ское, Б-8

Узеньское

50,2

20,2

16,8

7,7

3,0

2,3

1,010

Жетыбай-

63,9

16,2

8,1

5,1

5,1

1,2

0,4

0,827

ское

*R —инертные газы.

между континентами достиг 24 % от общего транспорта природного газа;

твердый природный газ (ТПГ) получают из жидкого метана при дальнейшем понижении температуры до минус 182,5 °С и атмосферном давлении. ТПГ, по мнению авторов, принадлежит большое будущее при его использовании, транспорте и хранении;

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), которая в основном состоит из пропан-бутановых фракций, находящихся при обычных условиях в переходном состоянии от пара к жидкости, получается при переработке газоконденсатного или нефтяного газа, или нестабильного конденсата и нефти. ШФЛУ является хорошим сырьем для химической промышленности;

биогаз получают из биомассы с помощью бактерий и ферментов. Сырьем для его производства служат морские водоросли, растительные и другие органические отходы;

искусственный газ получают путем газификации твердого топлива (уголь, торф, сланцы и др.) при неполном сгорании, а также переработки жидких топлив (нефти, мазута, конденсата и др.). По теплотворной способности он почти в два раза ниже природного газа и имеет сложный химический состав.

Исторически в Европе и США промышленное использование искусственного газа началось раньше природного газа. Переработка каменного угля позволила решить энергетическую проблему комплексно. Уже в те годы газовая промышленность на основе угля давала два вида топлива: газообразное и твердое. Половина используемого угля выходила в виде кокса, который использовался как в быту, так и в промышленности. Наиболее эффективным для получения искусственного газа оказался процесс Лурги, разработанный в Германии для использования бурового угля. В последующем в промышленности искусственного газа стал применяться процесс риформинга с использованием водяного пара для газификации легкого нефтяного дистиллята, известного под названием нафта. Эти заводы риформинга очень эффективны. В дальнейшем был разработан процесс каталитического обогащения газа путем применения очень активного катализатора, в результате чего получили богатый метаном газ.

В Европе, США, Южной Африке и других регионах продолжают и сейчас еще работать заводы по производству искусственного газа из угля и нефти в небольших объемах по сравнению с природным газом. В б. СССР в 60-х годах получали искусственный газ из сланцев в Кохтла-Ярве в Эстонии и по газопроводу направляли в Ленинград. В Кохтла-Ярве проводились экспериментальные исследования по получению из сланцев искусственного жидкого топлива, которое оказалось низкого качества и дорогостоящим. Сейчас сланцы используются в качестве топлива для получения электроэнергии. Длительный период времени проводились опытные и экспериментальные работы по подземной газификации углей, которые в основном не нашли промышленного применения из-за трудностей в управлении фронтом горения.

К искусственным газам относятся газы, получаемые в доменных и мартеновских печах, конверторах, коксовых батареях и др. Искусственные газы получают из твердых и жидких топлив в газогенераторах, ретортах, различных печах при высоких температурах, а иногда и повышенных давлениях. В табл. 1.4 дан состав искусственных газов, получаемых при неполном сгорании различных топлив;

синтетический газ (метан и синтин - синтетический бензин) получают из искусственного газа путем его переработки по технологиям, обеспечивающим теплотворную способность, приближающуюся к природному газу.

На смену эре природного газа, возможно, вновь придет эра синтетического метана, а затем и водорода из угля, сланцев и битумов;

ТАБЛИЦА 1.4 Состав некоторых искусственных газов

Компоненты и параметры газов

Газы

До

мен-

ные

Коксо

вый

Газификация

Бутими-

нозных

топлив

Генера

торные

горючих

сланцев

бурых углей под давлением

CO2

1,4

2-3

14,9

2-4

5-9

0,5-1,5

CO

7,9

4-8

16,6

14-22

25-30

32-33

H2

53,2

53-60

39,1

54-58

12-15

,9

0,

-

,5

0,

CH4

31,2

19-25

22,2

16-20

1,5-3,0

-

стнл

2,8

1,6-2,3

2,7

0,5-0,7

0,2-0,4

-

N2

3,5

7-13

4,3

2-6

46-54

64-66

O2

-

0,7-1,2

0,2

0,2-0,3

0,1-0,3

-

Теплота

сгорания,

МДж/м3:

высшая

20,1

17,6-18,9

18,0

17,0-17,6

6,16-7,0

4,18-4,40

низшая

18,9

15,5-16,9

15,9

15,1-15,9

5,83-6,5

4,15-4,32

водород, который в 80-х годах намечали получать в больших количествах путем электролиза или другим более эффективным путем из воды на атомных электростанциях в период избытка на них электроэнергии, с последующим его хранением и использованием или превращением в синтетический метан или его гомологи. Авторы полагают, что на больших глубинах в фундаменте и мантии Земли могут быть встречены промышленные залежи, состоящие из смеси углеводородов и водорода, а также залежи чистого водорода, добыча которых потребует разработки специальных технологий, в том числе обеспечивающих их взрывобезопас-ность. На кафедре разработки газовых и газоконденсатных месторождений ГАНГ им И.М. Губкина была доказана возможность хранения водорода в подземных хранилищах (ПХГ).

1.1.2. СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Среди природных углеводородов выделяют три основные группы:

1. Метановые парафиновые углеводороды, или алканы, с общей формулой СпР2п+2. Это предельные полностью насыщенные соединения (рис. 1.1, а).

Природные горючие газы, используемые в промышленности и быту, состоят, как правило, на 90-98 % из метана. Раньше метан называли болотным газом, рудничным газом и т.п., в зависимости от условий его происхождения. Он широко распространен в природе.

Метан является основным элементом газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Метан выделяется при извержении вулканов. Из него главным образом состоят атмосферы Сатурна и Юпитера.

Метан - простейший элемент ряда метановых углеводородов. Молекула метана состоит из одного атома углеводорода и четырех атомов водорода - CH4 (рис. 1.1, б).

В 1874 г. голландский ученый Я. Вант-Гофф разработал структурную объемную формулу метана. Согласно его представлениям, пространственная формула молекулы метана изображается в виде тетраэдра, в центре которого располагается атом углерода. Четыре валентности направлены к четырем углам тетраэдра, где помещается по одному атому водорода. Угол между любой парой связи равен 109°28' (рис. 1.1, в).

б

н

Рис. 1.1. Структурные формулы предельных углеводородов:

а — общая формула предельных углеводородов СпН2п+2; б, в — метан СН4; г — нормальный бутан л-С4Н10; д — изобутан г-С4Н10


I

н—с—н

I

н

г

Нормальный бутан

сн3— сн2— сн2— сн3

^ Изобутан

сн3—сн—сн3 сн3


Среди тяжелых газообразных углеводородов в составе природного газа преобладают этан и пропан, в меньших количествах присутствуют бутан, пентан, гептан и более тяжелые (по числу атомов углерода и водорода) углеводороды. Они образуют с метаном единый гомологический ряд, их называют гомологами метана. Гомологами называют вещества со сходными химическими свойствами, но отличающиеся на одну или несколько групп CH2 (метилен).

Некоторые из тяжелых углеводородов — бутан, пентан и более тяжелые — имеют изомеры. Изомерами называются вещества с одинаковым составом, но различающиеся в химическом строении. Например, существование нормального и изомерного бутана объясняется структурной изомерией углеводородного скелета (рис. 1.1, г, д).

В природных условиях изомеры бутана и пентана ведут себя иначе, чем нормальные формы. Этим различием пользуются, в частности, для определения типа залежей газа и нефти по соотношению z-C4H10 к z-C4H10 или другим термобарическим показателям углеводородных систем. По мнению авторов, использованию термобарических показателей при разведке газовых и нефтяных месторождений принадлежит большое будущее.

Метан (CH4), этан (C2H6) и этилен (C2H4) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и T = 273 К) являются бесцветными газами.

Пропан (C3H8), пропилен (C3H6), изобутан (z-C4H10), нор -мальный бутан (n-C4H10), бутилены (C4H8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенном давлении — в жидком. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (z-C5H12) и более тяжелые, входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, содержащие от пяти до пятнадцати атомов углерода, при атмосферном давлении и нормальной температуре — жидкости (до пентадекана). Свыше пятнадцати атомов углерода — твердые вещества, например, парафин.

Основные физико-химические свойства алканов (предельных углеводородов) приведены в табл. 1.5.

Метан легче воздуха (относительная плотность его по воз-

Рис. 1.2. Структурные формулы непредельных и ароматических углеводородов:

а — этилен С2Н4; б — циклогексан С6Н12; в — бензол С6Н6

Показатели

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Нормальный

бутан

Изопентан

Нормальный пентан

Гексан

Химическая формула

СИ4

С2Н6

СэН8

'-с4н10

Л-С4Н10

'-с5н12

Л-С5Н12

с6н14

Молекулярная масса

16,043

30,070

44,097

58,124

58,124

72,151

72,151

86,178

Массовая доля углерода, %

74,87

79,96

81,80

82,66

82,66

83,23

83,23

83,62

Газовая постоянная, Дж/ (кг • К)

521

278

189

1 43

143

115

115

96

Температура плавления при

-182,5

-

-187,5

-145,0

-135,0

-160,6

-129,7

-95,5

0,1013 МПа, °С

- 183,27

Температура кипения при

-161,3

-88,6

-42,2

-10,1

-0,5

+ 28,0

+ 36,2

+69,0

0,1013 МПа, °С

Критические параметры:

температура, К

190,7

306,2

369,8

407,2

425,2

461,0

470,4

508,0

абсолютное давление, МПа

4,7

4,9

4,3

3,7

3,8

3,3

3,4

3,9

плотность, кг/м3

162,0

210,0

225,5

232,5

225,2

232,0

удельный объем, м3/кг

0,0062

0,0047

0,0044

0,0043

0,0044

0,0043

Плотность газа при 0,1013 МПа

0,717

1 ,344

1,967

2,598

2,598

3,220

3,220

3,880

и 0 °С, кг/м3

Относительная плотность газа

0,5545

1 ,038

1,523

2,007

2,007

2,488

2,488

2,972

по воздуху

Удельный объем газа при

1,400

0,746

0,510

0,385

0,385

0,321

0,321

0,258

0,1013 МПа и 0 °С, кг/м

Плотность в жидком состоя

41 6

546

585

582

600

625

637

664

нии при температуре кипения и 0,1013 МПа, кг/м3

(при 0 °С)

(при 0 °С)

Удельная теплоемкость при

0,1013 МПа и 273 К, Дж/(кг • К):

газа при постоянном давле

2220

1 729

1560

1 490

1490

1450

1450

1410

нии Ср

газа при постоянном объе

1690

1 430

1350

1 31 5

1315

1290

1290

1272

ме Су

Отношение теплоемкостей га

1,314

1 ,209

1,155

1 ,1 33

1,133

1,121

1,124

1,108

за Сру при 273 К

Теплота испарения при

570

490

427

352

394

357

341

341

0,1013 МПа, кДж/кг

Теплота плавления при

60,8

95,2

0,1013 МПа, кДж/кг

Теплопроводность при 273 К,

0,299

0,0181

Вт/ (м • К)

Октановое число

125

125

Теплота сгорания при

0,1013 МПа и 288 К, МДж/кг:

высшая

55,7

52,0

низшая

50,2

47,4

Теплота сгорания при

0,1013 МПа и 288 К, МДж/м3:

высшая

37,3

66,2

низшая

33,6

60,4

Количество воздуха для сжига

ния:

1 м3 газа, м33

9,54

16,67

1 кг газа, кг/кг

17,22

16,10

Температура воспламенения с

680-

530-

воздухом, °С

750

605

Теоретическая температура го

1830

2020

рения, °С

Предел взрываемости, % (по

объему):

высший

14,9

12,5

низший

5,35

3,20

Объем газа после испарения

442,1

311,1

жидкости, приведенный к

0,1013 МПа и 273 К, м33

Коэффициент динамической

10,3

8,3

вязкости при 273 К и

0,1013 МПа, 10-6 Па-с

Критический коэффициент

0,290

0,285

сжимаемости

Критический молярный объем

99,5

148,0

V , см3/моль

Ацентрический фактор со

0,013

0,105

77,6

75,5

70,9

46,3

151,5

0,0135

0,0133

0,0128

0,0128

-

99

91

-

-

-

49,5

49,5

49,3

49,3

48,7

45,7

45,7

45,4

45,4

45,2

121,7

121,7

150,0

150,0

178,2

108,6

108,6

134,0

134,0

158,5

30,97

30,97

38,11

38,11

45,26

15,43

15,43

15,30

15,30

15,21

475-550

475 - 550

2057

2057

2080

2080

2090

8,4

8,5

7,8

6,9

1,80

1,90

1,32

1,40

1,25

229,4

237,5

204,6

206,6

182,0

6,9

6,9

6,2

6,2

5,9

0,283

0,274

0,268

0,269

0,264

263,0

255,0

308,0

311,0

368,0

0,192

0,201

0,208

0,252

0,290

0,0148

125

49,9

46,4

93,9

86,3

23,82

15,65

510-

580

2043

9,5

2,30

272,9

7,5

0,277

200,0

0,152


духу 0,5545 при 20 °C). Поэтому в случае утечки в закрытом помещении он собирается сначала в верхней его части.

2.    Нафтеновые углеводороды — алкены, или цикланы, с общей формулой CnH2n (рис. 1.2, а, б). Это непредельные соединения. Но благодаря замыканию углеводородной цепи в кольцо они имеют насыщенный характер (см. рис. 1.2, б). Основные физико-химические свойства алкенов (олефинов) приведены в табл. 1.6.

Среди тяжелых газообразных углеводородов непредельные углеводороды, или алкены, изредка обнаруживаются в виде следов или небольших количеств. Среди них часто встречается этилен C2H4 (см. рис. 1.2, а). Кроме этилена в эту группу входят пропилен C3H6 и бутилен C4H8. При атмосферных условиях все они газы. От метановых углеводородов они отличаются значительно более высокими реакционными свойствами, менее стойки, легче окисляются и именно по этому в природных условиях не накапливаются в залежах. Бутилен при повышенном давлении будет в жидком состоянии.

3. Ароматические углеводороды, или арены, с простейшей общей формулой CnH2n-6 содержат в своем составе ароматическое ядро бензола (рис. 1.2, в). Ароматические углеводороды часто входят в состав конденсата газоконденсатных месторождений.

Теплота сгорания природного газа от 32,7 МДж/м3 и выше.

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов метанового ряда, а также азота (N2), углекислого газа (CO2), сероводорода (H2S), инертных газов (гелия (He), аргона (Ar), криптона (Kr), ксенона (Xe)), ртути. Содержание метана часто превышает 85 — 98 %, этана, пропана, бутана и пентана колеблется от 1 до 20 % и более. Кроме того, встречаются соединения сероорганики, пары летучих жирных кислот. Содержание азота в природном газе обычно не превышает 10 % (часто 2 — 3 %). Содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10 — 25 %. Количество сероводорода колеблется от 0 до 15 — 20 % и более.

Концентрация гелия в большинстве случаев составляет сотые и тысячные доли процента.

Среди горючих газов изредка в небольшом количестве содержится водород (H2) и еще реже — окись углерода (CO).

В табл. 1.7 приведены основные физико-химические свойства неуглеводородных компонентов природного газа. В составе природных газов содержатся пары воды. До начала

ТАБЛИЦА 1.6 Основные физико-химические свойства алканов

Показатели

Этилен

Пропилен

Бутилен

Изобутилен

Химическая формула

C2H4

C3H6

CH8

'-сл

Молекулярная масса

28,054

42,081

56,108

56,108

Массовая доля углерода, %

85,63

85,63

85,63

85,63

Газовая постоянная, Дж/(кг • К)

296,5

197,5

148,4

148,4

Температура плавления при 0,1013 МПа, °C

-169,4

-185,2

Температура кипения при 0,1013 МПа, °C Критические параметры:

-103,8

-47,0

+ 1,4

-6,0

температура, К

9,5

92,3

151,0

150,7

давление абсолютное, МПа

50,6

46,5

34,0

-

Плотность газа при 0,1013 МПа и 288 К, кг/м3

1,1951

1,3003

2,3723

2,3723

Относительная плотность газа по воздуху

0,9748

1,450

1,935

1,935

Плотность в жидком состоянии при температуре кипения и 0,1013 МПа, кг/м3 Удельная теплоемкость при 0,1013 МПа и 273 К, кДж/(кг • К):

566

609

636

620

газа при постоянном давлении C"

1,68

1,64

1,54

1,60

газа при постоянном объеме CV

1,34

1,44

1,45

1,46

Отношение теплоемкостей газа Cp/CV при 273 К

1,25

1,17

1,10

1,10

Теплота испарения при 0,1013 МПа, кДж/кг Теплота сгорания при 0,1013 МПа, МДж/кг:

502

452

411

398

высшая

49,8

48,6

48,2

48,2

низшая Теплота сгорания при 0,1013 МПа, МДж/м3:

46,9

45,9

45,3

45,0

высшая

60,0

87,0

114,6

114,6

низшая

56,0

81,3

108,0

107,0

Количество воздуха для сжигания 1 м3 газа, м33 Предел взрываемости с воздухом, % (по объему):

15,285

21,429

28,571

28,571

высший

3,2

2,2

1,7

1,7

низший

34,0

9,7

9,0

9,0

Температура воспламенения в воздухе, °C

475-550

Теоретическая температура горения, °C

2240

2200

2200

Коэффициент динамической вязкости при 273 К и 0,1013 МПа,

1 0-6 Па • с

9,4

7,8

7,5

8,0

разработки месторождения обычно газ насыщен парами воды.

Природные газы часто подразделяются на три группы; сухой газ, с небольшим содержанием тяжелых углеводородов, добываемый из чисто газовых месторождений;

смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина, добываемая вместе с нефтью;

ТАБЛИЦА 1.7

Физико-химические свойства неуглеводородных компонентов природных газов

Показатели

Углекислый

газ

Серово

дород

Азот

Водяной

пар

Химическая формула

CO2

H2S

n2

H2O

Молекулярная масса

44,011

34,082

28,016

18,016

Газовая постоянная, Дж/(кг-К)

189

245

297

463

Температура плавления при 0,1013 МПа, °С

-56,6

-82,9

-209,9

0

Температура кипения при 0,1013 МПа, °С Критические параметры:

-78,5

-61,0

-195,8

100,0

температура, °С

31,0

100,4

-147,1

374,4

давление абсолютное, МПа

7,54

9,18

3,46

22,54

Плотность газа при 273 К и 0,1013 МПа, кг/м3

1,977

1,539

1,251

0,805

Относительная плотность газа по воздуху

1,520

1,191

0,970

0,622

Удельный объем газа при 273 К и 0,1013 МПа, м3/кг

0,5058

0,6497

0,7990

1,2480

Плотность в жидком состоянии при температуре кипения и 0,1013 МПа, кг/м3 Удельная теплоемкость, Дж/(кг-К):

924,8

950,0

634,1

1,000*

газа при постоянном давлении с

842

1060

1040

2000

газа при постоянном объеме CV

652

802

743

1500

Отношение теплоемкостей газа Cp/CV при 273 К

1,30

1,32

1,40

1,32

Теплота испарения при 0,1013 МПа, кДж/кг

83,12

132,1

47,7

539,1

Вязкость газа при 273 К и 0,1013 МПа, 10-6 Па-с

13,8

11,7

16,6

12,8

Теплопроводность газа при 273 К, Вт/(м-К)

0,01372

0,0120

0,0239

Критический коэффициент сжимаемости

0,274

0,268

0,291

0,230

Критический молярный объем V , см3/моль

94,0

95,0

90,1

56,0

Ацентрический фактор ю *При 277 К.

0,420

0,100

0,040

0,348

сухой газ и жидкий углеводородный конденсат, добываемые из газоконденсатных месторождений. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции.

Углеводороды C2H6, C3H8, C4H10, а также C5H12+ (газовый конденсат) являются не только энергоресурсом, но и ценнейшим сырьем для нефтехимической и химической промышленности. Конденсат - это бензиновый концентрат, являющийся альтернативой нефти, направляемый на переработку, но с более высоким выходом светлых жидких углеводородов. Экономическая эффективность его переработки:    1 т конденсата равноценна переработке

3-5 т нефти.

Газоконденсатными называют такие месторождения (залежи), из газа которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза - конденсат. Содержание конденсата в газе колеблется от 5 до 350 г/м3, в ряде месторождений достигает 800 г/м3 и более. Небольшое количество конденсата присутствует в газе месторождений, отнесенных к чисто газовым. Например, газ сеноманских отложений Медвежьего и Уренгойского месторождений.

Метан горит почти бесцветным пламенем. Не имеет запаха. Перед пуском в сеть потребителей в него добавляют незначительную примесь сильно пахнущих газов - одорантов-сигнализаторов. Для этой цели обычно используют газ из группы меркаптанов (органические серосодержащие вещества с неприятным запахом). По такому неприятному запаху легко обнаружить даже слабую утечку газа. Например, присутствие метилмеркаптана обнаруживается при его содержании в газе в количестве всего 1/460 000 000 мг.

Из всех углеводородов метанового ряда метан химически самый устойчивый. В условиях осадочных пород и фундамента, где метан образует газовые залежи, обычно господствует восстановительная (бескислородная) геохимическая обстановка. Метан может сохраняться неизменным десятки и сотни миллионов лет. Кроме того, идут биогенный и абиогенный процессы современного его образования. При этом последний процесс на больших глубинах идет весьма интенсивно и с колоссальными скоростями.

Метан и его гомологи весьма инертны при действии кислорода и других окислителей, при обычных температурах и давлениях химически нейтральны и не поглощаются щелочами и слабыми кислотами.

Продукты сгорания метана - углекислый газ и вода. На один объем сгоревшего метана необходимо затратить два объема кислорода: CH4 + 2O2 => CO2 + 2H2O. Для других метановых углеводородов количество кислорода соответственно увеличивается: для этана 2C2H6 + 7O2 => 4CO2 + 6H2O; для пропана C3H8 + 5O2 => 3CO2 + 4H2O.

Сжигание газообразных углеводородов сравнительно мало загрязняет воздух. Образующийся чистый углекислый газ потребляется растениями. Поэтому метан наиболее экологически чистое топливо по сравнению с бензином, керосином, соляркой, не говоря уже о каменном и буром угле, горючих сланцах, торфе и пр.

Идеальное топливо - водород, при сгорании которого образуется только вода.

Метан образует с воздухом взрывоопасную смесь. Известны многочисленные взрывы шахтного или рудничного (метанового) газа, приводящие к человеческим жертвам и большим разрушениям. Очень опасны аварийные утечки газа из газопроводов и даже из неисправных конфорок газовых плит на кухне, поэтому если по запаху обнаружена утечка газа, нельзя зажигать спички, включать электричество. Необходимо срочно вызвать аварийную бригаду и, по возможности, проветрить помещение.

Напомним, что атмосферный воздух состоит в основном из азота (78 %) и кислорода (20,9 %). Кроме того, в состав воздуха входят аргон, неон, углекислый газ и небольшие количества ксенона, криптона, гелия, радона, водорода и пары воды. Если при утечке метана его концентрация в воздухе, постепенно увеличиваясь, достигнет 5,35 %, то любая искра вызовет взрыв. Пределы взрывоопасной концентрации изменяются от 5,35 до 14,9 % по объему. Смесь с содержанием метана до 5 % сгорает без взрыва. Если метана более 14,9 %, смесь не взрывается и не поддерживает горение в связи с недостатком кислорода. Наибольшая сила взрыва при содержании в воздухе 9,5 % метана, так как при этом весь кислород воздуха расходуется на сгорание метана. При соприкосновении метана с источником высокой температуры воспламенение его происходит с некоторым запозданием. Если в воздухе кроме метана есть водород, окись углерода и сероводород, воспламенение метана происходит мгновенно. Смеси этана и пропана с воздухом также взрывоопасны. Взрывоопасные концентрации этана колеблются от 3,2 до 12,5 %, пропана -от 2,3 до 9,5 %.

Метан и его гомологи растворяются в воде и нефти. Поэтому подземные воды нефтегазоносных районов повсюду содержат растворенный метан. Растворимость метана растет при повышении давления. Это его свойство играет огромную роль при образовании залежей газа. Высока растворимость метана и его гомологов в нефти, и возрастает она также с повышением давления. Поэтому нефть повсеместно содержит растворенные в ней газы, которые при снижении давления во время добычи нефти выделяются из нее. При высоком давлении нефть может растворяться в углеводородных газах и углекислоте.

1.2. ЗАКОНЫ ГАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ

1.2.1. ОСНОВЫ МОЛЕКУЛЯРНО-КИНЕТИЧЕСКОЙ ТЕОРИИ

ГАЗОВ

Основное положение, лежащее в основе молекулярно-кинетической теории, заключается в том, что вещество состоит из отдельных мельчайших частичек: атомов и молекул, находящихся в состоянии непрерывного хаотического теплового движения.

Впервые атомистическая гипотеза была высказана древнегреческим философом Демокритом в IV в. до н. э. Ньютону принадлежит ряд высказываний, предвосхищавших некоторые положения молекулярной теории. В середине XVIII в. Ломоносов сформулировал молекулярную гипотезу, основные черты которой весьма близки к современным воззрениям. Во второй половине XIX в. молекулярно-кинетическая теория в ее современной форме была создана трудами Клаузиуса, Максвелла, Больцмана и др. В конце XVIII - начале XIX вв. Гей-Люссак, Дальтон, Авогадро опытным путем установили основные газовые законы.

Броуновское движение является одним из важнейших опытных факторов, служащих наглядным доказательством молекулярного движения и зависимости этого движения от температуры. В 1827 г. английский ботаник Броун наблюдал в микроскоп очень мелкие частицы - споры папоротника, взвешенные в воде. Броун обнаружил, что каждая частица движется по ломаной траектории.

Второй опытный факт - явление диффузии. Оно заключается в том, что две смешивающиеся жидкости, приведенные в соприкосновение, с течением времени постепенно, без внешнего воздействия, перемешиваются и граница между ними исчезает. При повышении температуры жидкости процесс диффузии ускоряется, при понижении температуры замедляется.

Диффузия в газах происходит значительно быстрее, чем в жидкостях, так как скорость движения и длина пути, проходимого молекулой от одного соударения до другого, в газах значительно больше, чем в жидкостях.

Кинетическую теорию газов можно построить на основании некоторых общих положений и опытных фактов [2], а именно:

это полная хаотичность движения молекул;

пропорциональность средней скорости молекул квадратному корню из абсолютной температуры;

средние кинетические энергии молекул разных газов, находящихся при одинаковой температуре, равны между собой.

В молекулярной физике рассматриваются явления, вызванные действием колоссального количества частиц. В одном кубическом сантиметре газа при нормальных условиях содержится 2,69 • 1019 молекул. Каждая молекула при нормальных условиях испытывает в секунду около миллиарда столкновений с другими молекулами, в результате чего постоянно меняется ее скорость, а путь молекулы является весьма сложной ломаной линией, подобной пути броуновской частицы.

Для решения задач молекулярной физики пользуются статистическими закономерностями. В статистической физике рассматривается конкретная молекулярная модель и к ней применяются математические методы статистики.

Большое число соударений, испытываемое молекулой газа, объясняет факт медленного перемещения молекул в газах, хотя тепловые скорости молекул порядка сотен метров в секунду. Испытывая миллиард столкновений в секунду, молекула непрерывно меняет направления своего движения, результирующее перемещение оказывается очень небольшим. Молекула за секунду уходит от своего начального положения на несколько миллиметров или даже меньше.

Среднее расстояние, которое проходит молекула между двумя столкновениями, называется средней длиной свободного пробега молекул. Для расчета этой величины при низких давлениях Чапмен и Каулинг предложили следующую формулу:

X =    1

где X - средняя длина свободного пробега молекул, см; N -число молекул в 1 см3; о - диаметр молекулы, см.

Средняя длина свободного пробега молекул не зависит от их массы и температуры. При атмосферном давлении для всех газов она составляет порядка 10-5 см, что в 200-400 раз больше диаметра молекул. Для идеальных газов при давлении 10 МПа это значение становится соизмеримым с диаметром молекул, а при 1,3-10-6 МПа достигает 1 см.

Средняя длина свободного пробега молекул обратно пропорциональна числу молекул в единице объема, т.е. обратно пропорциональна плотности газа или давлению.

При давлении р, отличном от атмосферного рат,

X X ат Рат/Р.

Основное уравнение кинетической теории газов: произведение давления газа р на его объем V равно одной трети произведения массы m молекулы на число молекул N' и на квадрат средней квадратичной скорости с:

1

pV = - N ’mc2.    (1.1)

3

Средняя квадратичная скорость равна корню квадратному из суммы квадратов всех скоростей, поделенной на число молекул N':

с = 11ц2 \ N' '

Это уравнение можно записать еще в виде

pV = - N^mc2 = - N E = - E,    (1.2)

3    2    3    3

где E ’ =mc2/2 - средняя кинетическая энергия одной молекулы; E - кинетическая энергия всего газа.

1.2.2. ОСНОВНЫЕ ГАЗОВЫЕ ЗАКОНЫ

Из основного уравнения кинетической теории газов (1.1) и (1.2) можно вывести все газовые законы, ранее установленные экспериментально.

Закон Бойля - Мариотта

В основном уравнении (1.1) для данной массы газа N' и m - постоянные величины, при неизменной температуре, с - тоже постоянно, так как скорость молекул пропорциональна корню из абсолютной температуры. Таким образом, правая часть уравнения есть произведение постоянных величин, отсюда получается закон Бойля -Мариотта: для данной массы газа при неизменной температуре произведение объема на давление есть величина постоянная:

pV = const.    (1.3)

Закон Дальтона

По основному уравнению (1.1) давление газа

Р = - nE',    (1.4)

3

где n = N'/V - число молекул в единице объема.

Для смеси нескольких газов общее количество молекул n равно сумме молекул отдельных газов:

Давление смеси газов равно сумме парциальных давлений, т.е. тех давлений, которые имел бы каждый из входящих в смесь газ, если бы в объеме, занятом смесью, находился он один.

Закон Гей-Люссака

Напишем основное уравнение для двух состояний одной и той же массы газа при одинаковых давлениях, но разных температурах:

30

Квадрат средней скорости с2 заменен выражением a2T, где а - коэффициент пропорциональности.

Разделив (1.8) на (1.9), получим закон Гей-Люссака

V = Tl,    (1.10)

V2    T2

т.е. объемы газа при постоянном давлении относятся как их абсолютные температуры.

Закон Шарля

Если нагреть газ при постоянном объеме от температуры Т1 до температуры T2, то основное уравнение для первого состояния

2

PV = 2 N’maT

Отсюда

pL = Tl,    (1.11)

P2 T2

т.е. при постоянном объеме давления газа относятся как их абсолютные температуры.

Закон Авогадро

Напишем основное уравнение для двух газов, занимающих одинаковые объемы при одинаковых температурах и давлениях; для первого газа

„ 2

pV = - N1 ^,    (1.12)

3    2

для второго газа

„ 2

pV = - N 2 m2C2.    (1.13)

3    2

Приравняв правые части (1.12) и (1.13) и сокращая числовые коэффициенты и выражения кинетической энергии молекул, которые равны ввиду равенства температур, получаем

Ni = N2.    (1.14)

В одинаковых объемах при одинаковых температурах и давлениях содержатся одинаковые количества молекул.

Число молекул в объеме одной грамм-молекулы называется числом Авогадро и обозначается N. Значение N равно 6,023 • 1023 молекул.

Объединенный закон Мариотта - Гей-Люссака

Напишем основные уравнения для двух состояний газа при изменении объема, давления и температуры:

1

p1V1 = — N’ma T;

1

p2V2 = - N’ma%.

Отсюда

piV1 p2V2

(115)


2

Произведение объема газа на давление, деленное на абсолютную температуру, для данной массы газа есть величина постоянная.

Как видим, из основного уравнения кинетической теории чрезвычайно просто получаются все газовые законы, ранее установленные опытным путем.

1.2.3. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВАЯ ПОСТОЯННАЯ

Уравнением состояния называется уравнение, связывающее основные параметры, характеризующие состояние газа: объем, давление и температуру. Уравнение состояния идеаль-32 ных газов, или уравнение Клапейрона - Менделеева, может быть получено из объединенного закона Мариотта - Гей-Люссака (1.15).

В правой части уравнения (1.15) вместо индекса "2" поставим нулевые индексы, в левой части индексы не будем писать, так как левая часть может относится к любому состоянию:

= м>.    (1.16)

T    T0

Если это уравнение писать для единицы массы определенного газа, то правая часть будет величиной постоянной, которую называют удельной газовой постоянной и обозначают B. Тогда уравнение (1.16) запишется в виде

pV = BT.    (1.17)

Это уравнение впервые было получено Клапейроном. Для массы m граммов данного газа оно имеет вид

pV = mBT.

Однако удобнее уравнению состояния идеальных газов придать более универсальный вид, что и было сделано Д.И. Менделеевым    следующим образом.    Уравнение    (1.17) переписывается    для    одного моля газа. Поскольку один    моль лю

бых газов при нормальном давлении p0 занимает объем Vd6 = 22,41 л, то правая часть (1.17) будет универсальной газовой постоянной для всех газов; обозначив ее R, вместо (1.17) получим

pV = RT.    (1.18)

Если же рассматривается произвольное количество газа, например m, и если молекулярная масса и, то число молей равно m/и и уравнение Клапейрона - Менделеева записывается окончательно в виде

pV = mRT.    (1.19)

и

Универсальная газовая постоянная R - это работа расширения одного моля газа при нагревании на один градус при постоянном давлении.

Найдем значение универсальной газовой постоянной в системе СИ

R =    = 101325 • 22,4/273 = 8314 Дж/(кмоль • К).

273

Уравнение Клапейрона - Менделеева широко используется для решения многих практических задач, несмотря на то, что оно выведено для идеальных газов. Дело в том, что почти все газы при не очень низких температурах, далеких от точки конденсации данного газа, и при давлениях, не очень сильно превышающих атмосферное, почти не отличаются от идеального газа. Только при низких температурах, приближающихся к температуре конденсации данного газа, или при давлениях в сотни и тысячи атмосфер наблюдаются заметные отступления от уравнения Клапейрона - Менделеева, и тогда надо пользоваться другим уравнением состояния.

Уравнением Клапейрона - Менделеева в виде (1.19) можно пользоваться тогда, когда известна молекулярная масса газа или же когда ее надо определить по другим известным величинам, входящим в формулу (1.19).

Часто встречаются задачи, в которых молекулярная масса газа неизвестна. Это может быть в газах сложного состава. Определить молекулярную массу такой смеси обычно трудно, но сравнительно легко можно определить ее плотность. Тогда можно получить решение задачи, пользуясь уравнением Клапейрона - Менделеева, только расчет газовой постоянной надо вести не по молекулярной массе и, а по плотности р газа и относить ее не к одному молю, а к единице массы газа, например, к одному килограмму. При таком расчете нельзя получить универсальную константу, для каждого газа получается свое значение газовой постоянной B.

Для одного килограмма воздуха

B =    • —,

273 рв

здесь p0 - атмосферное давление, Па; p0 = 1,293 кг/м3 -плотность воздуха при нормальных условиях.

Вместо V0 введем удельный объем 1/р - объем, занятый одним килограммом воздуха. Подставив значения, в системе 1 01 325

СИ получим: B =-= 287,05 Дж/(кг • К). Таково значе-

273 • 1, 293

ние газовой постоянной для одного килограмма воздуха.

Для другого газа значение постоянной B в системе СИ получим, разделив число 287,05 на относительную плотность газа по воздуху р:

1.2.4. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ РЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

Экспериментальная проверка уравнения (1.19), проведенная многими исследователями, показала, что изменение свойств реальных газов при высоких давлениях нельзя описать этой зависимостью.

Голландский физик Ван-дер-Ваальс в 1879 г. предложил учесть собственный объем молекул газа и силы их взаимного притяжения посредством введения дополнительных членов в уравнение Клапейрона - Менделеева:

(p + 4)(v - b) = RT,    (1.20)

v

где a - константа сцепления молекул, Па • м6/кг2; v = = V/G - удельный объем газа, м3/кг; b - поправка на собственный объем молекул, м3/кг.

В уравнении (1.20) слагаемое a/v2 выражает внутреннее давление, которое является как бы равнодействующей сил притяжения всех молекул в объеме V. Оно прибавляется к внешнему давлению.

Ван-дер-Ваальс нашел, что поправка b на собственный объем молекул, имеющих шарообразную форму, равна учетверенному объему молекул.

Уравнение (1.20) приближенное. Коэффициенты а и b в действительности являются сложными функциями объема, температуры, формы молекул газа.

Их можно выразить через критические давление p и температуру Гкр следующим образом:

а = 27Г2рR2/63p\р¦, b = RT^ /8p^    (1.21)

где R = 8314,3 Дж/(кмоль • К).

К р и ти ч е с к а я т е м п е р а т ур а чистого вещества - это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут сосуществовать в равновесии, или та температура, при которой средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул. При более высокой температуре существование жидкой фазы невозможно.

Давление паров вещества при критической температуре называется к р и ти ч е с к и м д а в л е н и е м , а объем вещества, отнесенный к одному молю или другой единице массы вещества, называется к р и ти ч е с к и м у де ль н ы м о б ъ е м о м .

р


К


D

2

кр

е

4


Ра


С


Рис. 1.3. Диаграмма зависимости давления от температуры для индивидуального компонента. Состояния:

1 — твердое; 2 — жидкое; 3 — парообразное; 4 — газообразное


На рис. 1.3. приведена зависимость давления (упругости насыщенных паров) чистых веществ от температуры.

Создание более точного уравнения состояния природных газов, способного правильно описывать изменение их свойств в процессах добычи и переработки природных газов, шло в двух направлениях:

дополнение уравнения состояния идеального газа большим числом констант;

введение поправочного коэффициента z в уравнение состояния идеального газа (1.18), учитывающего отклонение реального газа от идеального,

(1.22)


pV = zRT.

Д. Браун и Д. Катц на основании изучения результатов

экспериментальных измерений коэффициента сверхсжимаемости установили, что если приведенные параметры различных природных газов одинаковы (р пр, Тпр), то они находятся в соответственных состояниях, при которых их физические свойства (z, плотность и др.) одинаковы, т.е. z = z^^, Тпр).

П р и в е д е н н ы м и п а р а м е т р а м и называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, объем, плотность, коэффициент сверхсжимаемости) больше или меньше критических:

рпр р/рКр; Тпр Т/Ткр; ^пр ^кр; Рпр р/ркр; -^пр ^кр.

На рис. 1.4 приведена зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа z от р п р и Тп р. Молекулы простых газов (метан, гелий, аргон, криптон, ксенон и др.) имеют сферическую форму, молекулы сложных газов и жидкостей — несферическую.

Для сложных газов и жидкостей силы притяжения (или от-

Приведенное давление

7    8    9    10    ,    11    12    13    14    15

Приведенное давление

Рис. 1.4. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенных абсолютных давления и температуры

талкивания) между различными группами молекулярных пар точно не могут быть представлены лишь одной силой притяжения между центрами молекул. Для учета других, нецентрич-ных сил вводится ацентрический фактор ш, оценивающий меру отклонения коэффициента сверхсжимаемости природных газов от его значения, определяемого по рпр и Тпр:

ИЛИ zCM    Z0(Pnpr Tnp) + Z1(Pnpr Tnp)W cmi

где z0(pnp, Tnp) — коэффициент cвepxcжимaeмocти npocToro газа, oпpeдeляeмый по данным p п p и Tn p; z1(p np, Tnp) — по-npaBKa к o6o6rn,eHHoMy кoэффициeнтy cвepxcжимаeмocти cлoжныx ra3oB и жидкocтeй, являющаяся фyнкциeй пpивeдeн-Horo дaвлeния и тeмпepaтypы; шсм — aцeнтpичeский фaктop CMecn ra3oB (для пpoстыx ra3oB шсм = 0),

(1.23)

ш с


ш z


^e у — мoляpнaя дoля z-ro кoмпoнeнтa в cMecn; ш{ — а^н-тpичeский фaктop z-ro кoмпoнeнтa в cMecH, кoтopый мoжнo oпpeдeлить пo фopмyлe Эдмистepa:

Р

ig-

Р


3


- 1,


ат


ш z =


7


(1.24)


кип

„^e рат — aтмoсфepнoe дaвлeниe; Ткип — тeмпepaтypa кипeния кoмпoнeнтa пpи aтмoсфepнoм дaвлeнии.

Aцeнтpичeский фaктop для мнoгиx вeщeств измeняeтся oт

0 дo 0,4 (см. табл. 1.5, 1.7).

На pHc. 1.5. пoкaзaны 3aBHCHMocra кoэффициeнтa свepxсжимaeмoсти aзoтa oт дaвлeния и тeмпepaтypы.

1,7

1,5

1,3

_

Т-297К у

_

311 /v

366

422

.J_L.

-J_1-1-1-

0    10    20    30    40    50

Давление, МПа

60    70

Рис. 1.5. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости азота от давления и температуры

if

* 5 а «


1,1


0,9


TaK*e пpимeняются ypaвнeния сoстoяния Peдлиxa — Kbo^ ra, Бeнeдиктa — Be66a — Pyбинa, Пeнгa — PoGh^om и дp.

В paсчeтax пpoцeссoв дoбычи, тpaнспopтa и пepepaбoтки пpиpoднoгo газа mnpoKoe пpимeнeниe наюдит двух^^тает-нoe ypaвнeниe сoстoяния Peдлиxa — ^oma, являющeeся oд-нoй из мoдификaций ypaвнeния сoстoяния Baн-дep-Baaльсa:

Р + ТГ^-У - b) = RT,    (1.25)

Т U'°V(V + b) /

^e a = 0,4275 R2T2,5Kp/pKp; b — 0,08664 RTlp/plp; TKp - KpHra-чeскaя тeмпepaтypa (тeмпepaтypa, Bbime кoтopoй газ нe nepe-юдит в жидкoe сoстoяниe); pKp — Kpm'mecKoe дaвлeниe.

Для oпpeдeлeния ^эфф^^ита z ypaвнeниe Peдлиxa — KBoma (PK) имeeт вид

z3 - z2 + z(a2 - b2p - b)p - a2bp2 = 0,    (1.26)

^e a2 = 0,4278 T2'VpKp T2,5; b = 0,0867 TKp/pKp T.

Пpимeнитeльнo к CMecflM вид ypавнeния PK сoxpaняeтся, нo кoэффициeнты eгo вычисляют пo слeдyющим пpaвилaм:

2

i N \    N

a = (2 a°’5 J ; b = 2 bz.

В кpитичeскoй oблaсти, a тaкжe пpи oпpeдeлeнии napaMe^ poB смeсeй, сoстoящиx из мoлeкyл paзличнoгo стpoeния, no-гpeшнoсть paсчeтoв peзкo вoзpaстaeт. KpoMe toto, napaMe^ pы вeщeств и смeсeй в жидкoм сoстoянии тaкжe вычисляются с бoльшoй пoгpeшнoстью.

Пoэтoмy Пeнг и Poбинсoн пpeдпpиняли пoпыткy внeсти тaкиe измeнeния в вид ypaвнeния PK, кoтopыe бы пoвысили тoчнoсть вычислeния плoтнoсти paвнoвeснoй жидкости фазы. Уpaвнeниe сoстoяния Пeнгa — Poбинсoнa имeeт вид

p RT    a(T)    м 27)

p = - ,    (1.27)

V - b V(V + b) + b(V - b)

^e V — мoляpный o6beM, a и b — кoэффициeнты ypaB^-ния, oпpeдeляeмыe кpитичeскими пapaмeтpaми вeщeствa. Koэффициeнт a — функция тeмпepaтypы

a(T) = apR«(T).

гдe apR, a(T) — кoэффициeнты, oпpeдeляeмыe ho фopмyлам a = [1 + m(1 - T 0 5h 12

apR = 0,45724R2TK2 / pK.

^эфф^^и1 b имeeт вид

Для вычислeния кoэффициeнтa m испoльзyют фopмyлy m = 0,37464 + 1,54226ro - 0,26992ro2.

Уpaвнeниe (1.27), зaписaннoe oтнoситeльнo кoэффициeнтa свepxсжимaeмoсти z, HMee! вид

z3 - (1 - B)z2 + (A - 3B2 - 2B)z - (AB - B2 - B3) = 0.    (1.28)

^эффиц^нту свepxсжимaeмoсти пapoвoй (гaзoвoй) фазы сooтвeтствyeт нaибoльший пoлoжитeльный дeйствитeльный кopeнь (1.19), a кoэффициeнтy свepxсжимaeмoсти жидкoй фазы — нaимeньший пoлoжитeльный дeйствитeльный кopeнь (1.19).

Для двyxкoнстaнтныx кyбичeскиx ypaвнeний сoстoяния знaчeниe кoэффициeнтa свepxсжимaeмoсти любoгo вeщeствa в кpитичeскoй тoчкe пoлyчaeтся oдинaкoвым. Так, для мoди-фикации CoaBe zK = 0,333, а для мoдификaции Пeнгa — Po-бинсoнa — 0,307. В дeйствитeльнoсти знaчeниe этого ^эф-фициeнтa в кpитичeскoй точ^ мeняeтся oт 0,288 для мeтaнa дo 0,212 для н-нoнaдeкaнa. Таким oбpaзoм, zK ypaвнeния ^н-га — Poбинсoнa в бoльшeй стeпeни сooтвeтствyeт чистым уг-лeвoдopoдaм, чeм знaчeниe zK ypaвнeния CoaBe.

Koэффициeнты ypaвнeния (1.27) для CMecH вычисляют no пpaвилy смeшивaния

N N    N

a = 22(1 - czj H n j (a,aj)05; b = 2 n,bz, i=1 i=1    i=1

^e Cjj — кoэффициeнты пapнoгo взaимoдeйствия; ni, П — co-oтвeтствeннo мoляpныe дoли i-m и j-гo кoмпoнeнтoв в CMecn;

a = apRai (T).

1.3. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА

1.3.1. ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ

Пoд плoтнoстью газа пoнимaют oтнoшeниe массы газа к ero o6beMy. Единица измepeния плoтнoсти в СИ — килo-гpaмм на кyбичeский мeтp (кг/м3).

Плoтнoсть газа р0 (в кг/м3) в нopмaльныx физичeскиx ус-лoвияx (npn 0,1013 МПа и 273 К) мoжнo oпpeдeлить no ero мoлeкyляpнoй Macce M:

Если плoтнoсть газа задана npn 0,1013 МПа, то пepeсчeт ee на ^pyree дaвлeниe (npn тoй me тeмпepaтype) для идeaльнoгo газа пpoвoдится no фopмyлe

р = pgp/0,1013,

^e p — дaвлeниe, МПа.

Часто для xapaктepистики газа пpимeняют oтнoситeльнyю плoтнoсть eгo no вoздyxy npn нopмaльныx yслoвияx, т.e. npn 0,1013 МПа и 273 К:

р0 = p0 /1,293.    (1.30)

Плoтнoсть пpиpoднoгo газа для данных р и Т npn ^BeCT-ных ee знaчeнияx npn р0 и Т0 мoжнo oпpeдeлить no фopмyлe

Pp, « = Ppo, «0 ppT°.    (1.31)

1.3.2. СОСТАВ ГАЗОВОЙ СМЕСИ

Гaзoвыe CMecH (как и CMecH жидкoстeй и napoB) xapafe-pизyются    мaссoвыми    или мoляpными    кoнцeнтpaциями    kom-

пoнeнтoв.    Oбъeмный    тостав гaзoвoй    CMecH    пpимepнo    coBna-

дaeт с мoляpным, так как oбъeмы 1 кмoль идeaльныx гaзoв npn oдинaкoвыx физичeскиx yслoвияx no зaкoнy ABora^po имeют oднo и тo жe числeннoe знaчeниe, в чaстнoсти, npn 273 К и 0,1013 МПа — 22,41 м3.

Для xapaктepистики гaзoвoй CMecH нaдo знать ee сpeднюю мoлeкyляpнyю массу, сpeднюю плoтнoсть (в кг/м3) или oтнo-ситeльнyю плoтнoсть no вoздyxy.

Если извeстeн мoляpный coCTaB CMecH (в %), то сpeдняя мoлeкyляpнaя масса вычисляeтся no фopмyлe

n

Mcm = 2 yiMi /100,    (1.32)

i =1

^e yi,    y2,...    yn    — мoляpныe (oбъeмныe)    дoли    кoмпoнeнтoв в

CMecH,    %;    M1,    M 2,..., Mn — мoлeкyляpныe    массы    кoмпoнeн-

тов.

Если задан мaссoвый cocaB CMecH (в %), тo ee cpe^pflfl mo-лeкyляpнaя масса вычисляeтся no фopмyлe

n

Mcm = 100/2 gi / M,,    (1.33)

i=1

^e g1, g2,..., gn — MaccoBbie дoли кoмпoнeнтoв в CMecH, %.

Плoтнoсть CMecH рсм (в кг/см3) oпpeдeляют, пoльзyясь сpeд-нeй мoлeкyляpнoй мaссoй MCM, no фopмyлe

рсм = Mcm/22,41.

Oтнoситeльнyю плoтнoсть CMecH наюдят no фopмyлe

рсмв    рсм/1,293,

гдe рсм и рв — плoтнoсти CMecH и вoздyxa сooтвeтствeннo npn 273 К и 0,1013 МПа.

1.3.3. ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ПАРЦИАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ СМЕСИ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

CMecH идeaльныx гaзoв xapaктepизyются aддитивнoстью пapциaльныx дaвлeний и oбъeмoв. Этo oзнaчaeт, чтo каждый газ в CMecH идeaльныx вeдeт ce6fl так, как eсли бы oн в дан-нoм oбъeмe был oдин.

П a p ц и а л ь н o e д а в л e н и e кoмпoнeнтa гaзoвoй CMecH пpeдстaвляeт сoбoй тo дaвлeниe, кoтopoe oн oкaзывaeт npn yдaлeнии из oбъeмa, зaнимaeмoгo смeсью, oстaльныx KoMno-нeнтoв npn нeизмeнныx пepвoнaчaльныx oбъeмe и !eMnepa-тype.

Пoд n a p ц и а ль н ы м o б ъ e м o м пoнимaeтся oбъeм, koto-pый имeл бы данный RoMno^^ CMecH гaзoв, e^H бы из нee были yдaлeны oстaльныe кoмпoнeнты npn yслoвии coxpa^-ния пepвoнaчaльнoгo дaвлeния и тeмпepaтypы.

Aддитивнoсть пapциaльныx дaвлeний выpaжaeтся зaкoнoм Дaльтoнa

p = 2pi,    (1.34)

^e p — oбщee    дaвлeниe CMecn гaзoв; p,    — пapциaльнoe дав-

лeниe i-гo кoмпoнeнтa в CMecH,

pz /p = nz /N = y,    (135)

или

pz = y,p,    (1.36)

гдe n, — числo    мoлeй    i-гo кoмпoнeнтa в    CMecn; N —    oбщee

числo мoлeй CMecn; y,    = n, /N — мoляpнaя дoля i-гo    KoMno-

нeнтa в CMecn.

Пapциaльнoe дaвлeниe кoмпoнeнтa в CMecn идeaльныx га-зoв p, paвнo пpoизвeдeнию era мoляpнoй дoли в CMecn y, на oбщee дaвлeниe CMecn гaзoв p.

42

Aддитивнoсть пapциaльныx oбъeмoв кoмпoнeнтoв гaзoвoй CMecn выpaжaeтся зaкoнoм Амага

У =    ZV|,    (1.37)

гдe V — oбщий    oбъeм    CMecn;    vz —    пapциaльный    oбъeм i-гo

KoM^^m'a в CMecn

v,    / V = n / N    = yt    (1.38)

или

Vz =    y,V,    (1.39)

так как пapциaльный oбъeм кoмпoнeнтa в CMecn идeaльныx гaзoв paвeн пpoизвeдeнию eгo мoляpнoй дoли в CMecn yz на oбщий oбъeм CMecn гaзoв V.

1.3.4. ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ

В яз к o с т ь ю нaзывaeтся свoйствo гaзoв сoпpoтивляться скoльжeнию или сдвигу oднoй из части oтнoситeльнo дpyroй. Кoличeствeннo вязкoсть xapaктepизyeтся кoэффициeнтoм ди-нaмичeскoй вязкoсти и. Вязкoсть yглeвoдopoдныx гaзoв зависит oт тeмпepaтypы и дaвлeния. Кoэффициeнт динaмичeскoй вязкoсти газа npn paзличныx дaвлeнияx и тeмпepaтypax ^o6-xoдимo знать для paзныx paсчeтoв npn движeнии газа в пла-CTe, сквaжинe, пoвepxнoстныx гaзoпpoвoдax и oбopyдoвaнии, а тaкжe в пpoцeссax тeплoпepeдaчи, сeпapaции газа и нeфти, oчистки газа oт твepдoй взвeсти и до.

Пo за^ну Hьютoнa сила внyтpeннeгo тpeния, вoзникaю-щая npn пepeмeщeнии oднoгo ^oh жидкoсти или газа orao-ст^льто дpyгoгo, npflMo пpoпopциoнaльнa гpaдиeнтy oraocH-тeльнoй CKopoCTH пepeмeщeния и плoщaди сoпpикoснoвeния этих слoeв.

Зaкoн Ньютона мaтeмaтичeски зaписывaeтся так:

F = иS(dw/dx),    (1.40)

гдe и — кoэффициeнт динaмичeскoй вязкoсти Па • с; S — плoщaдь пapaллeльнo пepeмeщaющиxся слoeв, м2; dw/dx — гpaдиeнт CKopoCTH в нaпpaвлeнии, пepпeндикyляpнoм плoскo-сти сoпpикoснoвeния слoeв, W — м/c и x — м.

Пpи paсчeтax чaстo пpимeняют кoэффициeнт кинeмaтичe-с^й вязкoсти V (в м2/с), кoтopый paвeн кoэффициeнтy дина-мичeскoй вязкoсти, дeлeннoмy на плoтнoсть газа р в paбoчиx yслoвияx:

V = и/р.    (141)

43

Давление, МПа

273    323    373    423    473    523    573

Температура, К

Рис. 1.6. Зависимость коэффициента динамической вязкости метана от давления и температуры

Рис. 1.7. Зависимость коэффициента динамической вязкости смеси природных газов различной относительной плотности Дсм по воздуху от давления и температуры. Дсм: а — 0,6; б — 0,7; в — 0,8; г — 0,9; д — 1

Рис. 1.8. Зависимость коэффициента динамической вязкости азота от давления и

температуры

« 30

О 5    10    15    20    25

Давление, МПа


Коэффициент динамической вязкости природных газов можно рассчитать по приведенным параметрам.

При содержании в природном газе азота более 5 % (по объему) следует учитывать его влияние на вязкость газа по правилу аддитивности:

Исм = УаИа + (1 Уа) Иу

где уа — молярная доля азота в составе смеси; иа и иу — коэффициенты динамической вязкости азота и углеводородной части смеси газов.

На рис. 1.6—1.8 приведены зависимости коэффициентов динамической вязкости метана, природных газов различной относительной плотности по воздуху и азота соответственно от давления и температуры.

1.3.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗОБАРНОЙ ТЕПЛОЕМКОСТИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Удельной теплоемкостью называется количество теплоты, которое необходимо подвести к единице массы вещества, чтобы изменить его температуру на 1°. Для газов различают изобарную Cp и изохорную Cv удельные теплоемкости.

Изобарная молярная теплоемкость идеальных газов Ср0 зависит от температуры.

Изобарная молярная теплоемкость смесей идеальных газов определяется по правилу аддитивности

n

Срсм = 2 УСрг , кДж/(кмольК),

(1.42)


i = 1

где yi — молярная доля i-го компонента в смеси; cpi — изобарная молярная теплоемкость i-го компонента.

Изобарная молярная теплоемкость реальных природных газов зависит от давления и температуры:

0,01    0,02    0,05    0,1    0,2    0,5    1    2    5    10

Приведенное давление р пр

Рис. 1.9. Зависимость изотермической поправки изобарной теплоемкости Дср от приведенных давления рпр и температуры Гпр

c p = Cp0(t) + ACp (p, t),    (1.43)

где Acp(p, t)    —    изотермическая поправка теплоемкости на

давление (рис. 1.9).

1.3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ДЖОУЛЯ - ТОМСОНА

Д р ос с е л и р о в а н и е — расширение газа при прохождении через дроссель — местное гидравлическое сопротивление (вентиль, кран, сужение трубопровода и т.д.), сопровождающееся изменением температуры. Дросселирование — термодинамический процесс, характеризующийся постоянством энтальпии (i-const).

В процессе дросселирования реального природного газа при его движении через штуцер, задвижку, регулятор давления, клапан-отсекатель уменьшается температура газа.

Рис. 1.10. Зависи-м°стъ /(pnp, Гпр) от приведенных абсолютных давления рпр и температуры T

Рис. 1.11. Энтальпийная номограмма для природного газа Оренбургского газоконденсатного месторождения

Изменение температуры газов и жидкостей при изоэнталь-пийном расширении называется эффектом Джоуля — Томсона, а 8i часто называют коэффициентом Джоуля — Томсона

е i = Ткр i (p пр, Тпр) / p Kpcp.    (1.44)

Значение функции f(рпр, Тпр) можно определить по рис. 1.10.

Для реальных природных газов коэффициент Джоуля — Томсона можно выразить через коэффициент сверхсжимаемости газа z:

А м RT

(1.45)


м_

cpp

p


где ( dz / dT )p можно определить из уравнения состояния реальных природных газов, например, из уравнения состояния Пенга — Робинсона.

Если ( dz / dT )p > 0, ej > 0, то газ в процессе дросселирования охлаждается. При ( dz / dT )p < 0, еj < 0 газ в процессе расширения нагревается. Если ( dz / dT )p = 0, еj = 0, имеем точку инверсии. В большинстве случаев газ в процессе дросселирования охлаждается, а жидкость нагревается.

Изменение температуры газа (жидкости) в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давлений на дросселе называется интегральным дроссель-эффектом. Он может определяться по энтальпийным номограммам, одна из которых изображена на рис. 1.11.

1.3.7. ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ

СИСТЕМ

УПРУГОСТЬ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

Если над паром, находящимся в емкости, повышать давление, то он сначала сжимается и через некоторое время становится насыщенным.

При дальнейшем повышении давления будет происходить конденсация пара и вследствие этого уменьшение его объема. Когда весь пар перейдет в жидкость, то при дальнейшем повышении давления эта жидкость будет сжиматься на такую ничтожную величину, что ею часто можно пренебречь. Следовательно, повышение давления способствует конденсации. Снижение же давления, наоборот, — испарению. Это — п р я м ы е процессы.

Рассмотрим диаграмму фазовых состояний одного вещества (см. рис. 1.3). Здесь AB — граница твердого состояния и пара (линия сублимации); BD — граница твердого и жидкого состояний (линия плавления); BC — линия жидкого и парообразного состояний (линия испарения); точка C — критическая. При достижении температуры в этой точке исчезает граница между жидким и газообразным состояниями вещества. Выше такой температуры вещество представляет собой газ, который не превращается в жидкость при любом давлении.

В точке B (тройной) при строго определенных параметрах существуют все три фазы.

Из диаграммы видно, что в интервале ab, т.е. в области твердого состояния вещества, данному давлению соответствуют ряд значений температур и изменяющийся удельный объем. В интервале bd, т.е. в области жидкой фазы, то же самое. В точке d, т.е. в зоне существования двух фаз, может быть свободно выбран только один параметр. Между точками d и l существует одна паровая фаза. Начиная от точки l и далее, т.е. выше критической температуры, вещество находится в газообразном состоянии. В крайней точке C кривой BC температура критическая, до которой возможно существование жидкой фазы данного вещества. Выше этой точки существует только чисто газовая фаза данного вещества. Этой критической температуре соответствует определенное критическое давление ркр, являющееся вторичным параметром критического состояния вещества.

Вертикальная линия CK, соответствующая критической температуре t^, является границей перехода вещества из одного состояния в другое; линия KC — скачкообразного перехода из жидкого состояния в газообразное; точка C — точка перехода из парообразного состояния в газообразное (см.

рис. 1.3).

При условиях, близких к t^, сглаживается разница в физических свойствах жидкости и пара, исчезающая при критической температуре.

Насыщенный пар представляет собой двухфазную систему — смесь жидкости и пара с граничными условиями x = 0 и x = 1, где x — паросодержание смеси. Состояние насыщенного пара вполне определяется давлением (или температурой) и паросодержанием.

На рис. 1.12. приведены кривые упругости паров углеводородов.

На рис. 1.13, а изображены зависимости объема жидкого и парообразного пропана от давления при заданной темпера-

Температура, К

Рис. 1.12. Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов:

1 — метан; 2 — этан; 3 — пропан; 4 — изабутан; 5 — бутан; 6 — изопентан; 7 — пентан; 8 — изогексан; 9 — гексан; 10 — изогептан; 11 — гептан; 12 — октан; 13 — нонан; 14 — декан

Рис. 1.13. Зависимость давления от объема Q и температуры Т(а) и кривая упругости насыщенных паров (б). Температура Т, К:

1 - 283; 2 - 293; 3 - 303; 4 - 313; 5 - 323

туре. При сжатии от точки M до точки A имеется перегретый (ненасыщенный) пар, и кривая в этом интервале имеет гиперболическую форму. В точке A пар становится насыщенным, а при дальнейшем изменении объема (участок AB) он постепенно переходит в жидкость при неизменном давлении. В точке B заканчивается переход пара в жидкость, при дальнейшем сжатии будет резко повышаться давление при почти неизменном объеме. Горизонтальный участок AB соответствует неизменности давления в процессе конденсации паровой фазы в жидкую. Значение этого давления называется упругостью насыщенных паров природного газа при температуре опыта и обозначается Q. Чем ближе температура к критической, тем короче этот горизонтальный участок. На основе полученных данных строят кривую упругости паров, представляющую зависимость давления от температуры испарения данной жидкости (см. рис. 1.13, б).

Если углеводороды находятся в смеси, то общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента. Наблюдения показали, что упругость паров компонента повы -шается с увеличением общего давления. Это влияние мало при низких давлениях (примерно до 1 МПа), а при высоких давлениях упругость паров увеличивается. У индивидуального углеводорода упругость паров есть функция только температуры Q = f(t). У смеси углеводородов упругость паров является функцией и температуры, и общего давления, т.е. Q =

t(t, Рсм)-

Так как в данном случае имеются три переменные — давление смеси, определяемое ее составом, температура и упругость паров, то введена так называемая константа равновесия (коэффициент распределения), представляющая собой отношение упругости паров индивидуального углеводорода Q к давлению смеси рсм, т.е.

к = Q/Рсм,    (1.46)

где K — константа равновесия.

На рис. 1.14 показана зависимость константы равновесия н-бутана от давления при 290 К в логарифмических координатах. При низких давлениях зависимость константы равновесия от давления почти прямолинейна, так как упругость паров Q мало изменяется. При высоких давлениях увеличение упругости паров Q с повышением рсм становится значительным. Прямолинейная зависимость переходит в крволинейную. С повышением общего давления константа равновесия уменьшается медленнее, потому что сказывается увеличение упругости паров. Чем выше давление, тем быстрее растет упругость паров с повышением общего давления. Это выражается более крутым изломом кривой, приближающейся в некоторой точке к вертикали. Эта точка соответствует такому давлению, при котором увеличение упругости паров пропорционально повышению общего давления.

Рис. 1.14. График изменения константы равновесия «-бутана при 289 К в зависимости от общего давления


Рсм’

20,0

МПа

10,0

8,0

6,0

4.0

2.0

1,6

1,0

0,6

0,4

°'2с

\1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,7 К


При очень высоких давлениях упругость паров увеличивается интенсивнее, чем общее давление. Это значит, что в области высоких давлений константа равновесия с повышением давления возрастает, т.е. жидкость становится более летучей.

Упругость паров жидкой смеси по закону Рауля зависит от упругости паров отдельных компонентом при данной температуре и от молярных концентраций. Парциальное давление каждого компонента определяется как произведение его молярной концентрации на упругость паров в чистом виде:

Pi = XiQi.    (1.47)

Сумма парциальных давлений всех компонентов равна общему давлению над смесью или упругости паров жидкой смеси,

Рсм = Р1 + Р2 + ••• + Pn = X1Q1 + Х2Q2 + ••• + XnQn•    (148)

Явления обратной конденсации и испарения

Но в зоне высоких давлений и при других определенных условиях происходят обратные процессы, т.е. при повышении давления происходит испарение, а при понижении давления — конденсация. Такие процессы называют о б р а т н ы -м и .

Месторождения, образовавшиеся в результате таких обратных процессов, называются газоконденсатными. Существование газоконденсатных месторождений объясняется тем, что углеводородные смеси при давлении, начиная с 3,0 — 4,0 МПа, перестают подчиняться законам упругости паров и равновесных соотношений.

Константы равновесия углеводородов с ростом давления также возрастают, т.е. жидкости становятся более летучими. В результате смесь может оказаться в газообразном состоянии. Все это происходит при температуре выше критической. Практическое же значение имеют явления обратной конденсации и испарения при давлении обычно более 15 МПа.

Реальная пластовая газоконденсатная смесь состоит из большого числа углеводородов (метана, этана, пропана, изобутана, н-бутана, пентана, гексана, гептана, октана, нонана, декана и более тяжелых), азота, сероводорода, углекислого газа, гелия, паров воды.

Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы приведена на рис. 1.15.

При повышении давления и неизменной температуре или понижении температуры и постоянном давлении происходят процессы конденсации пара в жидкость.

Зависимость давления от температуры для чистого углеводорода характеризуется кривой испарения (см. рис. 1.15, МК), ниже которой существует одна паровая фаза, а выше, в области повышенных давлений, — одна жидкая фаза. Конечная точка K этой кривой является критической. Она характеризует максимальную температуру Ткр, при которой существует граница раздела фаз, т.е. паровая и жидкая фазы находятся в равновесии.

Рассмотрим фазовую диаграмму газоконденсатной системы (см. рис. 1.15). Кривая ССкр — линия кипения, выше которой существует жидкая фаза, кривая в СкрБСккДИ — линия конденсации, правее и ниже расположена газовая фаза. Кривая ССККСККИ ограничивает двухфазную область (область паро-

Рис. 1.15. Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы постоянных массы и состава при изменении давления и температуры

вой и жидкой фаз). Цифры на линиях означают объемные доли жидкой фазы в смеси (в %).

Точка Скр — критическая, в точке Скк (при максимальной температуре выше критической Ткр) жидкая и паровая фазы могут находиться в равновесии, т.е. в этой точке имеется граница раздела фаз пар — жидкость.

Рассмотрим изотермический процесс уменьшения давления от точки A, когда углеводородная смесь находится в области газовой фазы. Со снижением давления и увеличением объема сосуда высокого давления при неизменном составе смеси до точки Б фазовые изменения не происходят. В точке Б при уменьшении давления образуется первая капля жидкости, т.е. происходит обратная конденсация (образование жидкой фазы при уменьшающемся давлении). При дальнейшем снижении давления объем образовавшейся жидкой фазы увеличивается и в точке В достигает максимального значения. Область СкрВСккБСкр называется областью обратной конденсации, кривая СкрВСкк — линией давлений максимальной конденсации. С дальнейшим снижением давления от точки В до точки Д ранее образовавшаяся жидкая фаза будет уменьшаться в объеме, испаряться, и в точке Д испарится последняя ее капля.

При снижении давления от точки В до точки Д идет процесс испарения жидкости с уменьшением давления. В результате дальнейшего падения давления от точки Д до точки Е фазовые превращения не происходят, в этом случае смесь находится в газовом состоянии. Процесс обратной конденсации наблюдается только в интервале температур Ткр — Ткк.

Рассмотрим процесс изобарического (при постоянном давлении) снижения температуры от точки а, в которой газоконденсатная смесь находится в жидкой фазе. При ее охлаждении (до точки б) фазовых переходов нет. В точке б образуется первый пузырек пара. Образование паровой фазы в процессе понижения температуры при постоянном давлении называется процессом обратного испарения. Со снижением температуры от точки б до точки в объем паровой фазы увеличивается и в точке в достигает максимума. Область СкрбСрвСкр называется областью обратного испарения, а кривая СрвСкр — линией температур максимального испарения.

При понижении температуры от точки в до точки д объем образовавшейся паровой фазы уменьшается, паровая фаза конденсируется, и в точке д сконденсируется последний пузырек пара. С уменьшением температуры от точки в до точки д происходит процесс нормальной конденсации. При дальнейшем снижении температуры от точки д до точки г отсутствуют фазовые переходы и углеводородная смесь находится в жидкой фазе. Явление обратного испарения наблюдается только в интервале изменения давления от ркр до p0.

Образование жидкой фазы в пористой среде за счет снижения пластового давления приводит к потерям жидкости. При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима потери жидкого конденсата в пласте могут составлять 30 — 60 % начального (потенциального) содержания конденсата (С5+) в пластовом газе.

Процесс конденсации в пористой среде с ее громадной удельной поверхностью протекает иначе, чем в бомбе PVT, при незначительной плоской границе раздела пар — жидкость. В поровых каналах небольшого радиуса (капиллярах) капиллярная конденсация происходит на криволинейных участках границы раздела пар — жидкости. В связи с проявлением капиллярных сил в пористой среде давление начала образования жидкой фазы, объем образовавшейся жидкости и объем оставшейся жидкой фазы в пористой среде при одинаковом давлении будут больше, чем в бомбе PVT. Капиллярные силы в плотных низкопроницаемых коллекторах могут достигать огромных значений. Кроме них, следует учитывать влияние поверхностного натяжения. Эти процессы требуют дальнейших исследований. Выпадение конденсата в призабойной зоне пласта и стволе скважины приводит к явлениям подобным начальному градиенту давления, который имеет место при фильтрации вязкопластичных неньютоновских жидкостей. На границе газа и жидкости в пласте и призабойной зоне возникает дополнительное фильтрационное сопротивление (коэффициент C), которое необходимо преодолеть, чтобы началась фильтрация газа. Это сопротивление тем больше, чем меньше проницаемость и больше жидкости в пласте и стволе скважины (см. гл. 4).

Выпадение конденсата в низкопроницаемых коллекторах может приводить к таким высоким значениям начального градиента давления, который не может быть преодолен и отсутствуют не только движение конденсата, но и фильтрация газа. Таким образом, в этих условиях оставшийся газ и выпавший конденсат будут потеряны, что приведет к дополнительному снижению газо- и конденсатоотдачи.

Увеличение коэффициента извлечения конденсата и нефти из залежей достигается различными способами: поддержанием давления в пласте с помощью газообразных и жидких агентов; испарением выпавшей жидкой фазы в массу закачиваемых сухих углеводородных газов; применением термических методов воздействия на пласт с целью повышения его температуры, уменьшения вязкости и испарения жидкости.

Весьма интересный способ перевода нефтяных месторождений в газоконденсатные предложил проф. И.Н. Стрижов, изменяя фазовое состояние системы путем закачки газа в нефть. Проведенные М.В. Кайгородовой расчеты этого процесса на основе уравнений Пенга — Робинсона для месторождений Узень и Карачаганах дали вполне приемлемые результаты. Этот метод был распространен и на газоконденсатные месторождения, в том числе и для извлечения выпавшего конденсата в пласте. Расчеты по извлечению выпавшего в пласт конденсата Вуктыльского месторождения дали положительные результаты.

Закачка сухого сеноманского газа на Вуктыльском месторождении и превращение его в регулятор — ПХГ, проведенные ВНИИГазом и Севергазпромом, показали, что в результате извлечение конденсата может вырасти на 10 % и более.

Влагосодержание и гидраты природных газов.

Влагосодержание природных газов — важнейший параметр, в значительной степени определяющий технологический процесс добычи, сбора и подготовки газа к дальнему транспорту на гозовом промысле.

Газ в условиях пластовых давлений и температур насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат в огромных количествах связанную, подошвенную или краевую воду. По мере движения газа по скважине давление и температура уменьшаются. При понижении температуры происходит и уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а со снижением давления, наоборот, увеличивается содержание влаги в газе. Влагосодержание природного газа в продуктивном пласте увеличивается и при падении пластового давления по мере разработки месторождения.

Обычно влагосодержание газа выражают отношением массы паров воды, содержащейся в единице массы газа, к единице массы сухого газа (массовое влагосодержание) или в количестве молей паров воды, приходящихся на моль сухого газа (молярное влагосодержание).

В практике чаще пользуются абсолютной влажностью, т.е. выражают массу паров воды в единице объема газа, приведенной к нормальным условия (0 °С и 0,1 МПа). Абсолютную влажность W измеряют в г/м3 или кг на 1000 м3.

Относительная влажность — это выраженное в процентах (или долях единицы) отношение количества водяных паров, содержащихся в единице объема газовой смеси, к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же температурах и давлении при полном насыщении. Полное насыщение оценивается как 100 %.

К факторам, определяющим влагосодержание природных газов, относятся давление, температура, состав газа, а также количество солей, растворенных в воде, контактирующей с газом. Влагосодержание природных газов определяют экспериментально, по аналитическим уравнениям или номограммам, составленным по экспериментальным данным или расчетным путем.

На рис. 1.16 приведена диаграмма равновесного содержания паров воды в килограммах на 1000 м3 природного газа относительной плотности 0,6, не содержащего азот и находящегося в контакте с пресной водой. Линия гидратообразова-ния ограничивает область равновесия паров воды над гидратом. Ниже линии гидратообразования приведены значения влажности для условий метасбильного равновесия паров воды над переохлажденной водой. Погрешность определений влажности газов с относительной плотностью, близкой к 0,6, по данной диаграмме не превышает ±10 %, что допустимо для технологических целей.

Присутствие углекислого газа и сероводорода в газах увеличивает их влагосодержание. Наличие азота в газе приводит к уменьшению влагосодержания.

С увеличением плотности (или молекулярной массы газа) влагосодержание газа уменьшается.Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении в воде солей снижается парциальное давление паров воды. Минерализация пластовой воды менее 2,5 % (25 г/л) позволяет в практических расчетах не пользоваться поправочными коэффициентами, так как погрешность находится в пределах определения влагосодержания по диаграмме (см. рис. 1.16).

Если содержание солей в пластовой воде превышает 5 %, а плотность газа значительно отличается от 0,6, то вводятся соответствующие поправки на влажность, определенную по диаграмме (см. рис. 1.16)

w = w0ccs,

где W06 — влажность газа плотностью 0,6 г/см3; Ср — поправка на плотность газа, определяемая из дополнительного 58

Рис. 1.16. Равновесное содержание водяного пара в природном газе

графика (см. рис. 1.16) для данной температуры; Cs — поправка на соленость воды, определяемая из дополнительного графика (см. рис. 1.16).

Гидраты природных газов. Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой — гидраты.

При разработке большей части газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах, в результате чего образуются газо-гидратные залежи.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. Гидраты углеводородных газов легче воды.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента.

Молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты образуются в виде двух структур, полости которых заполняются молекулами гидратообразователей частично или полностью (рис. 1.17). В структуре вида I 46 молекул воды образуют две полости с внутренним диаметром 5,9 • 10-10 м; в структуре вида II 136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внутренним диаметром 6,9 • 10-10 м и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 4,8 • 10-10 м.

При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры вида I выражается формулой 8M46H2O или M5,75H2O, где M — гидратообразователь. Если заполняются только большие полости, формула будет иметь вид 6М46 H2O или M7,67H2O. При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры вида II выражается формулой 8M136H2O или M17H2O.

Формулы гидратов компонентов природных газов

CH4 • 6H2O; C2H6 • BH2O; СзИ8 • 17H2O; 1-С4Иш • 17H2O; H2S x x 6H2O; N2 • 6H2O. Эти формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям, т.е. таким условиям, при котор ых все большие и малые полости гидратной решетки заполняются на 100 %. На практике встречаются смешанные гидраты, состоящие из структур видов I и II.

Рис. 1.17. Структура гидратов:

а — вида I; б — вида II


Рис. 1.18. Диаграмма фазового состояния гидратов


р, МПа

5 J

/// ]

11

С 1

IV /

I

2

4

v \

Г, К


Представление об условиях образования гидратов дает фазовая диаграмма фазового равновесия, построенная для систем M — H2O (рис. 1.18). В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II, III, IV): газообразный гидратообразо-ватель, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1, 2 и 5, соответствующей инвариантной системе, нельзя изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При всех температурах выше соответствующего значения в точке С гидрат не может существовать, как бы ни было велико давление. Поэтому точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2, 3 и 4 (точка B) появляется вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лед.

Для образования гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе гидрата. На изменение температуры образования гидратов влияют: состав гидратообразователя, чистота    воды,    турбулентность,    наличие    центров

кристаллизации и т.д. Изменение равновесной температуры гидратообразования также зависит от скорости охлаждения системы гидратообразователь — вода.

На практике условия образования гидратов определяют с

р, МПа

50.0

5,0

2,5

5

4

3

2

1    263    268    273    278    283    288    293    298    Т,    К

Рис. 1.19. Равновесные кривые образования гидратов природных газов различной относительной плотности Л в зависимости от p и T


40.0

30.0

20.0

10,0


1,0


помощью равновесных графиков (рис. 1.19) или расчетным путем — по константам равновесия. Чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования (см. рис. 1.19). Если на увеличение плотности природного газа влияют негидратообразующие компоненты, то температура его гидратообразования понижается.

Условия образования гидратов природных газов по константам равновесия определяют по формуле: z = y/K, где z, y — молярная доля компонента соответственно в составе гидрата и газовой фазы; K — константа равновесия.

Равновесные параметры гидратообразования по константам равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы для каждого компонента, а затем молярные доли компонента делят на найденную константу его равновесия и полученные значения складывают. Если сумма равна единице, то система термодинамически равновесная, если больше единицы — существуют условия для образования гидратов, при сумме меньше единицы гидраты не могут образовываться.

Гидрат метана впервые был получен в 1888 г.

Из кривых образования гидратов смесей CH4 и C2H6 или CH4 и C3H8 (рис. 1.20, 1.21) следует, что при добавлении этана (C2H6) и пропана (C3H8) улучшаются условия образования гидратов смесей CH4, так как гидраты образуются при более низких давлениях и более высоких температурах. Из углеводородных газов, кроме C2H6 и C3H8, повышению температуры образования гидратов этих смесей с CH4 способствует изобутан, все остальные газы, включая нормальный бутан (n-C4H10) и выше, действуют отрицательно. Гидраты CH4 при 0 °C устойчивы, если давление равно 2,8 МПа или более. Для других углеводородов парафинового ряда (C2H6; C3H8; /-C4H10) это давление составляет соответственно 0,5; 0,1 и 0,1 МПа (рис. 1.22). Критическая температура образования гидратов: для C2H6 14,5 °С; C3H8 5,5 °C; для i-C4H10 1,5 °C.

Из углеводородов ряда CnH2n гидраты образуют только этилен (C2H4) и пропилен (C3H6). Критическая температура для C2H4 составляет 17 °C. Его гидраты при 0 °C устойчивы при давлении 0,5 МПа.

Гидраты природных газов — типичные представители так называемых смешанных гидратов, в которых гидратообразо-вателями являются не отдельные индивидуальные углеводороды, а смесь газов. Состав смешанных гидратов и количество компонентов в них изменяются в зависимости от изменения парциального давления и компонентов.

Рис. 1.20. Кривые образования гидратов для смеси СН4 и С2Н6. Содержание этана (в %):

1 - 45,6; 2 - 9,6; 3 - 5; 4 - 2,9; 5 - 2,2; 6-1,2

Рис. 1.21. Кривые образования гидратов для смеси СН4 и С3Н8. Содержание


пропана (в %):

1 - 63; 2 - 29; 3 - 12; 4 - 5; 5 - 2,6; 6 - 1,0


Рис. 1.22. Кривые образования гидратов индивидуальных углеводородов:

I - кривые образования гидратов; II - кривые упругости паров; 1 - метан; 2 - этан; 3 -пропан; 4 - изобутан; 5 - ацетилен; 6 - этилен

273    281    289    297    Т,    К

Рис. 1.23. Кривые образования гидратов для смеси СН4 и H2S. Содержание Н^ (в %):

1 - 1; 2 - 2; 3 - 4; 4 - 6; 5 - 10; 6 - 20; 7 - 40; 8 - 60; 9 - 100

Рис. 1.24. Кривые образования гидратов для смесей СН4 и С02. Содержание

1.0 I I I I I I _

273 275 277    279    281    283    Т,    К


СО2 (в %):

1 - 12,5; 2 - 28; 3 - 32; 4 - 60; 5 - 100

В присутствии сероводорода температура гидратообразования углеводородных газов значительно повышается. Чем больше сероводорода в газе, тем выше равновесная температура и ниже равновесное давление гидратообразования углеводородного газа. Например, из рис. 1.23 видно, что при давлении 5 МПа для чистого метана температура образования гидратов составляет 6 °C, а при 2 %-ном содержании H2S она достигает 10 °С. Влияние CO2 на образование гидратов углеводородных газов показано на рис. 1.24.

Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую температуру образования гидратов. Например, в природном газе с относительной плотностью 0,6 отсутствует азот, гидраты образуются при температуре 10 °С и давлении 3,4 МПа, если же в газе содержится 18 % азота, равновесное давление гидратообразования снижается до 3 МПа.

Для образования гидратов в жидких углеводородах по сравнению с газообразными (рис. 1.25, кривые 1 и 3) требу-

Рис. 1.25. Образование гидратов в газообразном и жидком пропане. Зоны:

I    — газообразный пропан + вода;

273    274    275    276    277    278    Т,    К


II — гидрат + газообразный пропан; III — жидкий пропан + вода; IV — гидрат + жидкий

пропан

ются более высокое давление и более низкие температуры. Кривая 2 характеризует упругость насыщенных паров пропана. Выше нее пропан находится в жидком, а ниже — в газообразном состояниях. Например, при температуре 3,8 °С для образования гидрата в газообразном пропане требуется давление 0,46 МПа, в жидком — более 3 МПа.

В отличие от природных газов выделение гидратов в жидких углеводородных газах сопровождается увеличением давления системы (в замкнутом объеме). Кроме того, как и в природных газах, в этом случае выделяется теплота, в результате чего повышается температура системы. Поскольку объ-ем остается постоянным, с увеличением температуры в системе растет и давление.

Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопровождается уменьшением объема и, следовательно, понижением давления. Образование гидратов в жидких углеводородах идет несравнимо медленнее, чем в газообразных. Чтобы начался этот процесс, требуется выдержать систему при соответствующих условиях в течение некоторого времени. Однако при отрицательных температурах после появления мелких кристалликов льда гидраты    начинают образовываться

значительно быстрее.

1.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ЗАЛЕЖИ ПО СОСТАВУ ГАЗА

В 1966 г. был предложен способ определения типа залежи по первой пробуренной скважине, состоящий в отборе проб и анализе газа из газовой части залежи с последующим сопоставлением полученных результатов анализа по значению соотношения i-C4/n-C4. Для газовых месторождений i-C4/ n-C4 > 1 и находится в пределах от 1,1 до 1,4, т.е. 1,1 < i-C4/ n-C4 < 1,4. Для газоконденсатных месторождений i-C4/n-C4 « « 1,1 и находится в пределах 0,9 до 1,1, т.е. 0,9 < i-C4/n-C4 < < 1,1. Для газонефтяных и газоконденсатнонефтяных месторождений i-C4/n-C4 < 1 и находится в пределах от 0,5 до 0,9, т.е. 0,5 < i-C4/n-C4 < 0,9. Точность метода в пределах 0,5 %.

Развитие этого способа [7] в дальнейшем было направлено на использование методов математической статистики. Было выявлено, что наиболее четкое деление на типы залежей наблюдается при использовании в качестве признака сочетания

Z = A + B,    (1.49)

где

A =    C2/C3;    B = (C + C2 + C3 + C4)/C5 + ,    (1.50)

здесь    Cj, C2,    C3, C4    и C5+ — мольные проценты    (доли) CH4,

C2H6,    C3H8,    C4H10    и C5H12+ соответственно    в    составе

пластовой смеси. При Z > 450 месторождение относится к газовым, при 80 < Z < 450 — к газоконденсатным без нефтяной оторочки. В интервале 60 < Z < 80    — газо

конденсатные месторождения имеют маленькую нефтяную или конденсатную оторочку (непромышленного значения или рассеянную по пласту нефть). При 15 < Z < 60 месторождения относятся к газоконденсатным с нефтяной оторочкой (промышленного значения). При этом чем меньше значение Z, тем больше размеры оторочки. При 7 < Z < 15 месторождения относятся к нефтегазоконденсатным и при Z < 7 — нефтяным. В интервале 2,5 < Z < 7 расположены месторождения легкой нефти. При малых значениях Z (близких или меньше единицы) располагаются месторождения с высоковязкими тяжелыми нефтями.

Таким образом, по данным исследований проб газа из скважин в период разведки имеется возможность судить о типе залежи, наличии и примерных размерах нефтяной оторочки, наличии контактирующих с газовой шапкой нефтяных пластов и свойствах нефти.

В дальнейшем при решении задач распознавания образцов о типах залежей пришли к выводу, что наиболее удобно применять метод главных компонентов, т.е. вводится понятие фактора Z (главный компонент), представляющего собой линейную комбинацию "независимых" переменных

n

Zj = 2 cjxv    (1.51)

i = 1

где i, j = 1, 2, ..., n. Главный компонент имеет наибольшее влияние на исследуемые переменные величины.

При распознавании образцов методом главных компонентов достаточно иметь два компонента, которые содержат подавляющую долю общей дисперсии. Выделив эти два компонента, можно рассчитать их для объектов различных типов и по группируемости точек классифицировать исследуемые области.

В результате расчетов главных компонентов Z1 и Z2 для 95 газоконденсатных месторождений [8] оказалось, что

0, 88С + 0.99С, / C + 0, 97C2 / C3 + 0,99F

Z, =-—-1-—-2-3--(1.52)

3,71

0,79C +    0,98C, / C + 0, 95C2 / C3 + 0, 99F    ^

Z 2 =-—-1-—-2-3-,    (1.53)

3,71

где

F =    (C2 + C3 + CJ/C5+.    (1.54)

Результаты расчетов представлены в виде графика (рис. 1.26).

При    Z1    и    Z2 > 21    — месторождения чисто    газоконденсатные.    В    областях    17 < Z1 < 21 и 17 < Z2 < 20,5    распо

ложены месторождения с незначительной нефтяной оторочкой. При Z1 и Z2 < 17 — месторождения с нефтяной оторочкой.

Для определения типов углеводородных месторождений можно пользоваться в табл. 1.8.

Рис. 1.26. Распределение газоконденсатных месторождений на группы по методу главных компонентов (Z1r Z2). Газоконденсатные месторождения:

1 — без нефтяной оторочки; 2 — с незначительной нефтяной оторочкой; 3 — с нефтяной оторочкой; 4 — нефтяной пласт

ТАБЛИЦА 1.8

Определение типов углеводородных месторождений

Место

Пределы изменения параметров

рождение

C1

C 2

C 3

C 4

C

5 + В

Нефтяное

1,3 — 2,6

0,5-14

0,6-10,5

0,7 — 5,5

45-89

Легкой

21-40

Ю

7

-

СО

1,4-11,3

1,5 — 5,4

24-60

нефти

Нефтега

30-60

2-22

0,5-11,1

,4 ,6 5, 4, -,5 ,5 10

6,7-29

зоконден

сатное

Газокон

67-94

1,0-11,2

0,6-6,0

0,3 — 3,4

0

1

,

ю

денсатное с нефтяной оторочкой Газокон

85-95

3

1

ю

0,05-2,1

0,3 — 3,5

0,4-1,45

денсатное

Газовое

97 и более

0,1-3,2

0,03-0,15

0,005-0,5

0,002-0,2

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 1

1.    Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1946.

2. Телеснин Р.В. Молекулярная физика. — М.: Высшая школа, 1965.

3. Ермилов О.Н. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. — М.: Наука, 1996.

4.    Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984.

5.    Катц Д. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. — М.: Недра, 1965.

6. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968.

7. Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л. Классификация газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по составу пластовой смеси//Газовая про-мышленность. — 1974. — № 4.

8.    Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л. Прогнозирование существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях//Гео-логия нефти и газа. — 1974. — № 12.

9. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторож-дений. — М.: Недра, 1 975.

10. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справ. руководство. Т. 1. — М.: Недра, 1984.

11. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справ. руководство. Т. 2. — М.: Недра, 1984.

РАЗВИТИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений — совокупность работ, направленных на извлечение из залежи на поверхность газа и газового конденсата, сбор, учет и подготовку их для транспорта потребителю или для переработки.

Основная задача проектирования разработки месторождения состоит в выборе такой системы, при которой обеспечивается минимум энергетических и экономических затрат на добычу заданных бизнес-планом и технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объемов газа при заданной степени надежности и соблюдения норм и требований охраны недр и максимального квалифицированного использования пластовых ресурсов.

Под системой разработки газовой и газоконденсатной залежи следует понимать комплекс мероприятий по осуществлению процесса движения газа и конденсата от пласта до потребителя и управлению им с помощью определенным образом размещаемых на месторождении и вводимых в работу скважин и наземных сооружений.

При разработке газоконденсатных залежей рассматриваются вопросы поддержания пластового давления и извлечения из газа конденсата.

Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений является комплексной задачей, решаемой на базе промысловой геологии, гидродинамики, термодинамики, экономики и вычислительной техники с учетом наиболее полного использования газа у потребителей.

Пласт, скважины, промысловые сооружения, газопровод, хранилище и потребитель рассматриваются сейчас как звенья единой взаимосвязанной технологической системы.

Основными исходными элементами при проектировании разработки месторождения являются объем и темпы добычи газа, которые при задаче повышения газо- и конденсатоотдачи для каждой залежи будут оптимальными исходя из ее гео-лого-промысловой характеристики с учетом промышленных запасов газа. На выбор объема добычи с залежи влияют состояние топливно-энергетического баланса и перспективы его развития. При этом учитываются также прогнозные запасы как в данной провинции, так и по трассе газопровода. Базисными точками являются уже открытые газовые месторождения, расположенные в начале газопроводной системы.

Сложность и высокая стоимость разведки газовых месторождений привели к необходимости все работы, связанные с извлечением газа, его подготовкой и транспортом к потребителю, вести в два основных этапа.

На первом этапе, который рассматривается как завершающий период комплексной разведки объекта, осуществляется опытно-промышленная эксплуатация месторождения (ОПЭ). В результате получают наиболее достоверные геологопромысловые сведения о месторождении, предварительно обустраивают объект и добывают в промышленных масштабах газ, используемый в народном хозяйстве. С другой стороны, опытная и опытно-промышленная эксплуатация является первым этапом разработки месторождения. Таким образом, разведка и разработка представляют собой единый процесс, от успешного и правильного осуществления которого зависят сокращение числа разведочных скважин и быстрый ввод месторождений в разработку.

Для решения вопроса о необходимости проведения разведочных работ с применением опытной или опытнопромышленной эксплуатации составляют специальные проекты, подобные проектам разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Опытно-промышленную эксплуатацию газовых месторождений (первый этап разработки) можно начинать непосредственно после получения промышленных притоков газа в первых разведочных скважинах. Это позволяет за короткий срок уточнить геологическое строение месторождения, определить запасы газа методом падения давления, параметры 14 пласта и предельно допустимые значения дебитов газа по скважинам.

Если отсутствуют потребители при разработке однопластовых месторождений, то 5—10 % газа (от всех запасов) можно перепускать в вышележащие водоносные пласты, что позволит определить запасы газа методом падения давления. При этом газ также можно закачивать в купольную часть водоносных пластов, чтобы в последующем получить его обратно. Для подсчета запасов через имеющиеся разведочные скважины можно осуществить переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие.

В многопластовых месторождениях наряду с уточнением геологического строения и параметров пластов определяют запасы газа в каждом из горизонтов и выясняют связь между ними.

В проекте опытно-промышленной эксплуатации указывается следующее:

геологическое строение месторождения; геологопромысловая характеристика скважин, включая конструкцию скважин; результаты опробования газовых и водяных горизонтов; состояние ствола, забоя и наземного оборудования;

приближенная оценка ожидаемых запасов газа с указанием потребителей газа на период опытно-промышленной эксплуатации;

анализ результатов исследований скважин с определением параметров пласта и рабочих дебитов скважин и программы дальнейших исследований в процессе опытно-промышленной эксплуатации;

изменение дебитов скважин и падения давления в залежи с целью определения минимального периода опытно-промышленной эксплуатации и программа наблюдений, необходимых для определения запасов газа по падению давления и параметров пласта; после перебора различных вариантов ОПЭ выбирают наивыгоднейшие;

приближенная оценка запасов газа по отдельным горизонтам для многопластовых месторождений и расчеты времени опытно-промышленной эксплуатации при осуществлении перетока газа.

Вторым этапом является промышленная разработка, осуществляемая по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки.

С целью повышения эффективности разработки в процессе промышленной разработки месторождения по мере бурения новых скважин, уточнения и дополнения исходных данных проект периодически пересматривается и в него вносятся коррективы. Особенно существенные изменения возможны в связи с уточнением режима залежи, который, как правило, трудно определить в ходе разведочных работ и даже при разработке месторождения на ранней стадии.

На многих месторождениях, особенно крупных, бурят большое число разведочных и эксплуатационных скважин. Необходимо, чтобы схема размещения скважин, а также их конструкция позволяли большинство разведочных скважин переводить в разряд эксплуатационных, при этом эксплуатационные скважины также должны выполнять функции разведочных с точки зрения получения дополнительной информации о залежи. Степень детальности и последовательности разведки конкретного месторождения зависит и от размещения месторождения. Месторождения, расположенные вблизи действующих газопроводов, можно ввести в разработку значительно раньше месторождений, расположенных на значительном расстоянии от потребителей, для которых необходимо сооружение магистрального газопровода.

Проекты разработки газовых месторождений составляются обычно научно-исследовательскими организациями на основании данных разведки, исследования скважин, запасов газа, утвержденных ГКЗ.

Остановимся кратко на основных вопросах, которые рассматриваются при проектировании разработки газовых месторождений.

При проектировании разработки изучают геологическую характеристику месторождения, включая стратиграфию, тектонику, литологию. Наибольшее внимание при этом уделяют детальному рассмотрению продуктивных горизонтов, распространению их по площади и толщине и коллекторским свойствам (пористости и проницаемости), газоносности, гидрогеологии, запасам газа, режиму пласта, физико-химической характеристике природного газа и пластовых вод.

По разведочным данным строят структурные карты, геологические продольные и поперечные разрезы, в которых учитываются тектонические нарушения и литологическая изменчивость коллекторов с целью выявления формы газовой залежи и контуров газоносности и распределения пористости и проницаемости по разрезу и площади пласта, а также значений газонасыщенности.

При разработке газовых месторождений необходимо иметь сведения о режиме пласта и строении, протяженности, 16 параметрах областей питания и разгрузки водонапорной системы. До начала разработки месторождения, как правило, данных о режиме пласта недостаточно и можно высказывать только общее предположение на основе геологических аналогий. В процессе разработки режим работы пласта определяют путем измерения положения контакта геофизическими методами и по уравнению материального баланса как в целом по залежи, так и по отдельным пропласткам с различной проницаемостью.

Если установлено продвижение контурных или подошвенных вод или это предполагается, то выполняют газодинамические расчеты по их продвижению в процессе разработки с последующим уточнением местоположения текущего контакта газ —вода по данным обводнения скважин при эксплуатации, специальных исследований продвижения газоводяного контакта, а также анализа темпа падения пластовых давлений в зависимости от суммарного отбора газа.

При проектировании разработки газовых месторождений необходимо иметь данные о запасах газа по промышленным категориям и об их распределении по проницаемости.

Для многопластовых месторождений уточняется распределение запасов газа, давлений и коллекторских свойств пласта и состава газа по горизонтам с целью выбора варианта совместной или раздельной эксплуатации отдельных горизонтов и возможности перетока его в процессе разработки из пластов с высоким давлением в пласты с низким давлением.

При проектировании разработки анализируются физикохимические свойства газа, конденсата и пластовых вод по горизонтам. При анализе проб газа особое внимание следует обращать на содержание в нем сероводорода и тяжелых углеводородов, чтобы предусмотреть строительство установок по очистке от сероводорода и выбрать наиболее рентабельный метод выделения из газа тяжелых углеводородов.

При проектировании анализируют результаты исследований скважин и опытной эксплуатации и проводят при необходимости специальные исследования для уточнения параметров скважин, дебитов, условий выноса воды и породы, давлений и температуры на устье скважины при эксплуатации, на основании которых устанавливается рациональный (желательно энергосберегающий) вариант технологического режима эксплуатации скважин (ТРЭС) и оптимальный темп отбора газа из залежи.

Для заданного отбора газа и ТРЭС определяют основные показатели работы скважины (изменение дебита газа, пластового, забойного и устьевого давлений во времени). Далее рассчитывают необходимое число проектных скважин, дебиты которых и их изменение во времени определяют на основании дебитов разведочных скважин с учетом работ по интенсификации и выбранного варианта технологического режима.

В процессе проектирования определяют период беском-прессорной эксплуатации, когда давление на устье скважины достаточно для подачи газа в газопровод без использования компрессорной станции; период компрессорной эксплуатации, после которого обычно основные запасы извлекаются; заключительный период, когда газ направляют на местные нужды.

Количество извлекаемого газа и срок разработки месторождения устанавливают в соответствии с потреблением газа для данного района и по стране в целом, включая экспорт газа. При этом следует учитывать план развития народного хозяйства и технико-экономические показатели, исходя из географического расположения района, условий и стоимости бурения скважин, обустройства промысла и строительства магистральных газопроводов и компрессорных станций. Кроме того, учитывают также эксплуатирующиеся месторождения и открытие новых.

При перспективных расчетах добычи газа следует учитывать весь топливно-энергетический баланс минерального сырья, соотношение различных видов энергии и необходимость наиболее квалифицированного использования природного газа.

Расположение проектных скважин на структуре и несовершенство их по степени и характеру вскрытия устанавливают исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения 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 газоотдачи и с наименьшими затратами на обустройство промысла при заданной степени надежности.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений скважины по площади залежей обычно располагаются или рядами (батареями или кустами), или равномерно (по какой-либо правильной геометрической схеме), или бессистемно (с геометрической точки зрения), т.е. используется осевое или смешанное расположение скважин.

Наиболее широко применяют схемы батарейного (кустового) расположения скважин. Например, на крупнейших месторождениях северной части Тюменской области такое расположение скважин выбирают исходя из обеспечения их безгидратной эксплуатации на пути движения газа от устья до группового пункта. Кустовое расположение скважин снижает затраты на инфраструктуру.

Равномерное расположение скважин обычно применяют при резкой неоднородности трещиноватых коллекторов и в малопроницаемых пластах. С целью обеспечения равномерного падения давления в залежи скважины располагают таким образом, чтобы давления в залежи и удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, были примерно одинаковыми.

Осевое расположение скважин обычно применяют в удлиненных структурах. Для получения наибольшего дебита со скважин их располагают в тех частях структуры, где продуктивный пласт обладает наилучшими коллекторскими свойствами, а для лучшей отработки залежи и получения максимальных значений газо- и конденсатоотдачи следует поступать иначе.

В приконтурных частях залежи при наличии активных пластовых вод, как правило, эксплуатационные скважины не располагают, так как они могут быстро обводниться. Это же учитывают в конструкции скважин, несовершенных по степени вскрытия, тем самым продлевая безводный период эксплуатации при продвижении подошвенных и контурных вод.

Конструкцию скважин выбирают исходя из характеристики геологического разреза пород, глубины скважины, пластового давления, ожидаемого дебита газа, его изменения во времени, обеспечения надежной эксплуатации без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения и технико-экономических соображений.

Выбранные диаметры эксплуатационной колонны и фонтанных труб должны обеспечить наилучшие условия добычи газа в процессе всего периода эксплуатации.

Вследствие того, что дебиты скважин в процессе разработки, как правило, уменьшаются, а при высоких давлениях часть энергии расходуется в штуцерах, то оптимальный диаметр эксплуатационных колонн на различных стадиях разработки теоретически будет переменным. Если в начальный период разработки отбор газа небольшой и имеется избыток пластового давления сверх значения, необходимого для осуществления, например, низкотемпературной сепарации (НТС), то диаметр колонны может быть небольшим. В этом случае ствол скважины будет являться как бы штуцером. На следующем этапе разработки, когда запас энергии давления уменьшается, можно будет переходить на колонны большего диаметра. В дальнейшем по мере падения дебитов можно применять колонны небольшого диаметра. При этом расчеты следует проводить с учетом возможного увеличения дебита в результате использования методов интенсификации притока газа к забою скважины. Таким путем можно определить средний диаметр колонны. Если для поддержания давления закачивают газ, то диаметр эксплуатационной колонны будет постоянным. Предпочтительнее опережающий ввод скважин в разработку и их работа в пределах энергосберегающего режима.

Учитывая, что в процессе разработки уточняют основные показатели месторождения и скважин по данным наблюдения при эксплуатации скважин, периодически анализируют проект разработки и вносят в него коррективы, на основании которых уточняют запасы газа, технологический режим эксплуатации, параметры пласта, число скважин, т.е. проверяют и уточняют основные положения проекта разработки.

Наблюдение и контроль за разработкой месторождения наряду с Госгортехнадзором осуществляют геологические отделы газовых промыслов и газопромысловых управлений. Кроме того, на организации, выполнившие проекты опытнопромышленной эксплуатации и проекты разработки, возлагается авторский контроль.

При разработке газовых месторождений обычно условно различают три периода — нарастающей, постоянной и падающей добычи.

Первый период частично связан с осуществлением опытно-промышленной разработки, с развертыванием строительных работ, с интенсивным бурением скважин. Он продолжается обычно 3 — 5 лет.

Второй период относится в основном к этапу промышленной разработки — поддержание запланированного постоянного отбора газа. Этот период продолжается 10—15 лет.

Третий период характеризуется истощением пластовой энергии залежи, при котором добыча газа в прежнем объеме оказывается технологически затруднительной и экономически нецелесообразной. Это заключительный период разработки залежи. Продолжительность его может быть оценена 20 — 30 годами и больше. На заключительном этапе этого периода 20 газ из месторождения подается главным образом местным потребителям.

На практике наблюдаются отклонения в очередности периодов и принятых сроках их осуществления, например, после первого периода наступает третий практически без второго периода. Возможны и другие варианты.

1.2. ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Развитие науки и практики разработки газовых месторождений можно разделить на следующие этапы.

П е р в ы й э т а п , характеризующийся применением кустарных методов разработки, охватывает длительный период, который начался 1300 лет назад в Китае, когда на месторождении Дзылюдзин в провинции Сычуань были пробурены первые скважины, где газ использовался для выпарки соли из минерализованной воды.

Интересен факт, что в 1957 г. на этом месторождении продолжалась выпарка соли с помощью газа практически при атмосферном давлении на скважинах с деревянными вышками высотой до 40 м, применялись деревянные желонки, обитые железом, длиной до 20 м. Для транспорта газа использовались бамбуковые трубы, а для отделения жидкости от газа — сплетенные из бамбука сепараторы, покрытые свиной кожей и промасленные для создания герметичности.

В КНР в 50-е годы имелись десятки тысяч мелких скважин, пробуренных на четвертичные отложения. Бурение скважин осуществлялось, как правило, ударным способом. Каждая скважина бурилась в течение нескольких часов и располагалась в непосредственной близости от потребителя. Тампонировали скважины глиной и после выполнения своего назначения эксплуатационную колонну извлекали.

В США промышленность природного газа начала развиваться с 1821 г. Газ использовался для обогрева и освещения — он подавался по деревянным трубам. Применение стальных газопроводов в США привело к интенсивному развитию газовой промышленности.

В России кустарные методы разработки применялись в дореволюционные годы и первые годы советской власти. Газовые скважины в то время бурили на случайно открытых газовых месторождениях, в точках расположенных в непосредственной близости от потребителя газа. В последующем скважины бурили "скважина за скважиной" по мере роста потребления газа или для восполнения дебита действующей скважины. Так разрабатывались известные в то время небольшие газовые месторождения в Ставрополе, Мельников-ское месторождение, Мелитопольское месторождение, Дагестанские Огни.

В т о р ой э т а п развития науки разработки возник в США в 20-е годы настоящего столетия. Он характерен применением статистико-эмпирических методов разработки газовых месторождений и распространением на разработку газовых месторождений практики разработки нефтяных месторождений.

Наиболее полное и законченное выражение этот второй этап нашел в книге проф. И.Н. Стрижова [1], который, исходя из условия ограниченного радиуса дренажа скважин, предложил строго равномерное расположение скважин на площади газоносности. И.Н. Стрижов, являвшийся крупным ученым в области газового и нефтяного дела, обработал огромнейший материал, характеризующий эксплуатацию многочисленных газовых месторождений США и некоторых других стран.

Второй этап создания научно обоснованных методов разработки газовых месторождений характерен также тем, что в то время рекомендовалась эксплуатация скважин при так называемом постоянном проценте отбора от свободного Осв или абсолютно-свободного дебита Q3X.

В качестве уравнения притока газа к забою скважины применялась степенная формула

Q =    - Рз2f,    (1.1)

где Q — дебит газа; рпл, рз — соответственно пластовое и забойное давления; C, n — коэффициенты, которые принимали постоянными для данной скважины, при проведении исследований при стационарных режимах фильтрации.

Для расчетов забойного давления применялась видоизмененная формула Веймаута, широко применявшаяся в те годы для расчета газопроводов.

Вводится понятие абсолютно-свободного дебита, соответствующего потенциальному дебиту при давлении на забое, равном атмосферному, определяемого из формулы (1.1), а также понятие свободного дебита, соответствующего атмосферному давлению на устье.

Формула (1.1) при п = 1 соответствует закону Дарси, который для совершенных по степени и характеру вскрытия скважин представим в виде

рпл - Рз2 = aQ,    (1.2)

где а =    -^Рат1п —; ^ — вязкость газа; рат — атмосферное

nkh    R

давление; к — проницаемость; h — толщина продуктивной части пласта; ЯК, Яс — соответственно радиусы контура питания и скважины.

Формула (1.1) при п = 0,5 превращается в известный квадратичный закон Шези — Краснопольского. Основным недостатком формулы (1.1), как и всех других аналогичных степенных зависимостей, является то, что коэффициенты С и п могут быть приняты постоянными лишь в узком диапазоне изменения Q.

В процессе разработки залежи коэффициенты С и п являются переменными во времени, характер изменения которых при проектировании разработки неизвестен.

При установлении технологического режима работы скважин максимальный рабочий дебит не должен был превышать 20 % от Q^:

Qa, = C (л - 0,10132 f

и требовал ежегодного уточнения путем проведения исследования скважин. Так как во времени Q3X уменьшается в связи с падением рпл, то, следовательно, и рабочий дебит во времени снижается, что, как показывала практика, обеспечивало большую надежность добычи газа.

Практика назначения технологического режима работы скважин в США по определенному проценту от Q^, наряду с другими причинами, привела к бурению огромного числа газовых скважин (около 300 тыс.). В то же время такой подход обеспечивает большой резерв в добыче газа, резкое снижение числа капитальных ремонтов скважин, а также, вероятно, и рост газоотдачи.

На заключительном этапе разработки месторождения при значительном падении давления скважины работают в газопровод без ограничения на Q3X и, как правило, по закону Дарси (1.2).

В нашей стране проектирование разработки месторождений, вступивших в разработку до 1950 г., проводилось на принципах, характерных для второго этапа. К таким месторождениям относились: Елшано-Курдюмское, группы месторождений Западной Украины, Оренбургской и Самарской областей.

Методика обработки результатов исследований согласно (1.1) подробно изложена в работе [2].

Т р е т и й э т а п характеризуется внедрением принципов проектирования, основанных на комплексном применении промысловой геологии, отраслевой экономики и подземной газогидродинамики. Начало этого этапа часто называют началом научно обоснованных методов разработки месторождений природных газов. Начало этого этапа положено работами, проводившимися под руководством проф. Б.Б. Лапука в 1947—1948 гг. в ПИБе МНИ им. И.М. Губкина. Исходя из указанных принципов, был выполнен проект разработки Султангуловского месторождения Самарской области. В нем было применено неравномерное расположение скважин вдоль главной оси структуры, в качестве уравнения притока применялся закон Дарси при газовом режиме работы залежи.

Первоначальные теоретические основы этого этапа изложены проф. Б.Б. Лапуком исходя из расчетов по закону Дарси [3]. При определенных геологических условиях рекомендовалось батарейное расположение скважин, для которых был предложен технологический режим постоянной скорости фильтрации на забое.

В 1949 г. был создан ВНИИГАЗ, которому было поручено проектирование разработки месторождений природного газа страны, а в дальнейшем и другим научно-исследовательским и проектным институтам отрасли, так как интенсивно росло число месторождений, вводимых в разработку.

Дальнейшее развитие третьего этапа осуществлялось в основном во ВНИИГАЗе, где выполняется конкретное проектирование разработки всех основных месторождений страны с 1950 г. по настоящее время. Во ВНИИГАЗе в теории и практике разработки газовых месторождений страны длительное время применялись принципы рациональной разработки газовых месторождений, сформулированные Е.М. Минским и

А.Л. Козловым еще в 1953 г. [4], и их можно сегодня назвать традиционными. На основе этих принципов были созданы проекты разработки многих месторождений и наша страна превратилась в первую державу в мире по добыче газа.

В течение третьего этапа было предложено составление проектов опытно-промышленной эксплуатации как завершающего этапа разведки. Были разработаны различные модификации подсчета запасов газа по падению давления, в том 24 числе по удельным объемам дренажа каждой скважины. Предложена организация перетока газа для подсчета запасов газа.

Традиционно при проектировании разработки месторождения природного газа исходили из следующего: практически газового режима для любой залежи; целесообразности работы скважин при максимально допустимых высоких дебитах; ограничением являлось разрушение пласта или подтягивание пластовой воды к забою скважин, и тем самым разработка газовых месторождений осуществлялась минимально возможным числом скважин;

расположения скважины в наиболее продуктивных частях залежей;

постепенного наращивания во времени ввода в разработку новых скважин исходя из принятого темпа отбора газа и истощения залежи;

определения темпов разработки залежи исходя только из потребления газа независимо от характеристики залежи;

доминирования подсистемы пласт + скважина во всем комплексе газодобычи и проектирования ее отдельно от наземных сооружений. С 1964 г. начали составляться комплексные проекты разработки и обустройства промыслов.

Для расчета без каких-либо гидродинамических ограничений, теоретически обосновывая целесообразность высоких дебитов по скважинам, применяли двучленную формулу притока газа, которая имеет вид:

Рпл - Рз2 = aQ + bQ2,

(1.3)


где a, b — коэффициенты фильтрационного сопротивления, отражающие параметры пористой среды и конструкцию забоя скважины.

Для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия

(1.4)

nkh    R

b =    ратрат


2n 2h 2lR


(1.5)

где l — характерный линейный размер пористой среды, Е.М. Минский называл его параметром макрошероховатости.

В 1963 г. Ю.П. Коротаевым и Г.А. Зотовым были предложены методы исследования газовых скважин при нестацио-

нарных режимах фильтрации, в том числе методы обработки кривых нарастания давления после остановки скважины и кривых стабилизации давления после пуска скважины.

Методика расчетов основных показателей разработки месторождений исходя из формулы (1.3) для различных технологических режимов работы скважин была выполнена в 1960 г. Ю.П. Коротаевым и Г.А. Зотовым [5]. Вводится понятие средней скважины [6].

Проф. Е.М. Минский утверждал, что в недрах закона Дарси начинается нарушение линейного закона и тем самым все попытки нахождения верхней границы существования закона Дарси теряют смысл.

Уже в первые годы применения двучленной формулы (1.3) она оказалась непригодной для 50 % газовых скважин, а именно, вместо прямой при обработке результатов в координатах Ap2/Q и Q, отсекающей на оси ординат отрезок, равный а, и с тангенсом угла наклона, равным b, получали гиперболу, из которой не представлялось возможным определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b. Ю.П. Коротаевым были вскрыты причины такого аномального поведения индикаторных кривых и им была предложена в 1956 г. методика обработки таких результатов исследований путем введения в уравнение (1.3) дополнительного коэффициента

Р2л - Рз2 = aQ + bQ2 + С,    (1.6)

где С — дополнительный коэффициент, характеризующий наличие жидкости на забое и призабойной зоне, подобный начальному градиенту давления или начальному фильтрационному сопротивлению, когда жидкость имеется только в призабойной зоне пласта.

В проектах расчеты изменения основных показателей осуществлялись для моделей квазиоднородного пласта вместо моделей неоднородного пласта.

Исключение представлял проект опытно-промышленной эксплуатации нижнеангидритового горизонта Шебелинского месторождения, в котором учитывались фильтрационные характеристики каждой скважины, а проектные были разбиты на группы скважин.

Конечная газоотдача пластов принималась равной 100 %, согласно действующим до 1995 г. нормативам ГКЗ, и считалось, что подавляющее большинство газовых залежей работает при газовом режиме.

В качестве технологического режима работы скважин принимался режим постоянного дебита, или депрессии, или постоянного безводного дебита исходя из конусообразова-ния, который значительно превосходил энергосберегающие допустимые режимы (см. § 1.4).

Расстановка скважин и последовательность их ввода определялись заданными темпами отборов газа из залежи, получением максимальных дебитов и недопущением образования конусов пластовой воды.

Третий этап характеризовался непрерывным ростом добычи газа в нашей стране, открытием новых газовых месторождений в различных регионах европейской части России, на Украине, в Средней Азии и Западной Сибири, строительством многих магистральных газопроводов. В последующем создается единая система газоснабжения (ЕСГ) страны, вокруг крупных потребителей сооружаются подземные хранилища газа. Газовая промышленность развивалась невиданными в мире темпами, при постоянном росте капиталовложений в разведку, добычу и транспорт газа.

Вслед за Султангуловским месторождением, во ВНИИГАЗе создаются проекты разработки Угерского и Бильче-Волицкого месторождений в Западной Украине, СевероСтавропольского месторождения, Шебелинского, Газлинско-го месторождений, группы газоконденсатных месторождений Краснодарского края, Вуктыльского месторождения в Республике Коми и др.

В течение третьего этапа газовая промышленность нашей страны становится ведущей отраслью энергетики, широко внедряется опытно-промышленная эксплуатация месторождений, создается уникальная и огромная по размерам транспортная инфраструктура отрасли, в короткие сроки осваиваются громадные месторождения севера Тюменской области.

Сырьевая база газовой промышленности России характеризуется наличием в ее структуре как уникальных залежей энергетического газа в сеноманских залежах севера Тюменской области, так и залежей со сложным составом пластовой смеси, которые являются сырьевой базой для высокоэффективного газохимического производства.

Газохимическое производство в последние годы интенсивно развивается. Объем переработки сырья увеличился от 12 в 1973 г. до 81 млрд. м3 в 1988 г. Сооружены и введены в эксплуатацию Оренбургский, Астраханский и Уренгойский комплексы.

До освоения Оренбургского месторождения в нашей стране отсутствовал опыт проектирования и строительства предприятий, добывающих, транспортирующих и перерабатывающих природный газ с повышенным содержанием сероводорода. В процессе создания Оренбургского газового комплекса были реализованы технические решения по добыче газа, транспортировке сероводородсодержащего газа и конденсата на расстояние до 60 км, переработке газа и конденсата, защите и контролю за коррозией оборудования и трубопроводов, охране окружающей среды. Создано оборудование для извлечения гелия из газов с низкой его концентрацией.

В короткие сроки введен в действие высокорентабельный газовый комплекс, подготовлены высококвалифицированные кадры и созданы предпосылки для сооружения последующих комплексов.

Оренбургский комплекс вводился тремя очередями по 15 млрд. м3. Первая очередь введена в 1974 г., вторая — в 1975 г. В 1979 г. комплекс был выведен на проектную мощность.

В течение последних лет на комплексе ежегодно добывается и перерабатывается 46 — 47 млрд. м3 газа с ежегодной поставкой потребителям свыше 45 млрд. м3 товарного газа, более миллиона тонн стабильного конденсата и газовой серы. Одновременно на комплексе производятся такие ценные продукты, как сжиженные газы, меркаптаны, гелий, ШФЛУ.

На Оренбургском комплексе успешно решаются проблемы борьбы с коррозией, гидратообразованием, солеотложения-ми, активными водопроявлениями, охраны окружающей среды.

В газе Астраханского месторождения содержится большое количество сероводорода (до 25 % мольных) и углеводородного конденсата (140 — 300 г/м3). В начале освоения это месторождение рассматривалось как сырьевая база газохимического комплекса по производству серы (основное), ШФЛУ, моторных топлив. В 1987 г. введена первая очередь комплекса на объем добычи и переработки 6 млрд. м3 газа в год и получение 2 млн. т серы в год. В условиях рыночной экономики последних лет произошло резкое изменение конъюнктуры на основные виды товарной продукции. Доля серы в товарной продукции снизилась от 53 до 10 %, доля продуктов переработки конденсата поднялась до 70 %. В связи с этим возникает необходимость обеспечения стабильных поставок конденсата на завод, т.е. новых вариантов системы разработки.

1.3. АНАЛИЗ ФАКТИЧЕСКИХ ДАННЫХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Авторы занимались длительный период времени как непосредственным комплексным проектированием, так и практическим осуществлением разработки многих газовых и газоконденсатных месторождений страны. Планировали и осуществляли долгосрочную стратегию развития отрасли в целом, распределения добычи по регионам и отдельным месторождениям. Это требовало постоянного совершенствования теоретических основ, комплексного подхода, проведения большого объема экспериментальных исследований пористых сред и скважин, а также анализа накопленного огромного фактического материала практической разработки месторождения более чем за 40-летний срок их работы.

Были установлены следующие принципиальные факты и новые научные представления в работе газовых скважин и залежей.

Широко применяемая без каких-либо ограничений двучленная формула притока к забою скважин не отражает реальных условий притока газа, а определяемые на ее основе фильтрационные параметры пластов дают резко завышенные результаты по сравнению с действительными. Нарушение линейного закона начинается после достижения определенной для каждой скважины критической скорости (дебита) фильтрации. При этом нарушение линейного закона сопровождается интенсивными звуковыми и ультразвуковыми колебаниями на забое скважин, способствующими как разрушению призабойной зоны пласта, так и опережающему подтягиванию пластовой воды к забою скважин. Одновременно было отмечено, что скважины, работающие с меньшими (в пределах энергосберегающих) дебитами, функционируют надежно и не порождают каких-либо серьезных проблем при их эксплуатации. Кроме того, на практике обычно нарушение линейного закона фильтрации усугубляется тем, что фактически работающие интервалы составляют всего 15 — 20 % от вскрытых интервалов пласта.

Анализ показал, что физическая картина и реальные условия притока газа к забою скважины более сложные, чем это следует из двучленной формулы, а исправления аномальных индикаторных кривых в виде (1.6) отражают только часть факторов, влияющих на форму индикаторных линий.

Специфическими условиями эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин является наличие на забое и призабойной зоне пласта жидкости, которая создает дополнительное сопротивление, влияющее не только на форму получаемых индикаторных кривых, но и на извлекаемые запасы газа. Это осложняет проектирование разработки.

При различных системах расположения скважин и порядке ввода их в эксплуатацию значительно меняются режим их работы и удельные объемы дренажа, газо- и конденсатоотда-ча пласта.

Скважины, введенные позже, характеризуются значительно меньшими удельными объемами дренажа, нежели введенные в начальной стадии, чем это следует из расчетов по уравнению баланса на среднюю скважину.

Обстоятельный анализ данных разработки месторождений и эксплуатации скважин был выполнен авторами совместно с

В.В. Савченко. Был проведен анализ разработки более 80 практически выработанных отечественных и зарубежных месторождений природных газов и изучены условия работы 2575 эксплуатационных скважин, что составляло 30 % от числа всех эксплуатационных скважин в СНГ.

Средняя газоотдача составляет 70 % (по 444 полностью выработанным залежам России) (табл. 1.1). (Для примера, конечная газоотдача группы месторождений Кубани составляет 56 — 60 %, а для Коробковского месторождения — 40 %.)

Подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при водонапорном режиме.

Значительные потери газа связаны с газопроявлениями на скважинах, являющимися последствиями техногенных деформационных процессов в пластах, приводящих к аварий-

Таблица 1.1

Средний коэффициент газоотдачи К-о по выработанным и находящимся в заключительной стадии разработки месторождениям б. СССР

Регион

Число месторождений

Число залежей

о

%

Россия

206

444

70,8

Украина

29

11

71,9

Азербайджан

4

9

30,7

Туркмения

11

68

51,4

Узбекистан

14

43

55,1

Киргизия

3

16

41,3

Таджикистан

4

16

12,8

Казахстан

7

37

83,1

Итого

278

644

63,8

ным ситуациям из-за снятия или слома обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ).

На газоконденсатных месторождениях при их эксплуатации теряется до 50 — 70 % конденсата. Примером является Вуктыльское месторождение.

Все элементы газодобывающего комплекса, включая работу пласта, скважин и наземных сооружений, оказывают существенное взаимовлияние через обратные связи.

Практически для всех месторождений природного газа оказалась крайне существенной проблема надежности добычи газа без осложнений и аварий. На повышение конечной газоотдачи значительно влияют условия работы не только пласта, но и скважин.

Эти факты потребовали пересмотра принципов традиционного подхода к разработке газовых месторождений.

1.4. НОВЫЕ ПРИНЦИПЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Когда стали ясны глубокие расхождения между традиционным подходом к проектированию и реальностью, были выполнены широкомасштабные исследования, целью которых было совершенствование методики проектирования разработки и повышение надежности эксплуатации скважин, что и привело к созданию новых научных принципов разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

В результате была выработана новая, радикально отличная от предыдущей, концепция разработки месторождений природных газов, которая, обеспечивая нормативную прибыль, во главу угла ставит проблему надежности добычи газа, газо-и газоконденсатоотдачи и, как следствие этого, выдвигает на первый план технологии разработки, обеспечивающие сбережение энергетического запаса газовой залежи в целом и энергосберегающие режимы работы отдельных скважин.

Ключевыми проблемами разработки газовых месторождений являются обеспечение надежной рентабельной добычи газа и достижение максимальной газо- и конденсатоотдачи пласта, которые требуют проведения широкого комплекса гидродинамических, акустико-гидродинамических, термодинамических и геофизических исследований пористых сред, скважин и пластов с целью создания расчетных моделей, приближающихся к реальным условиям в течение всего срока работы залежи начиная с опытной и опытно-промышленной эксплуатации.

В середине 80-х годов Ю.П. Коротаев предложил принципиально новый подход к обработке результатов исследования скважин и ввел понятие энергосберегающего технологического режима эксплуатации. Он теоретически и экспериментально с помощью акустико-гидродинамических исследований пористых сред доказал, что при фильтрации вместо двучленного закона до значений Re < Иекр справедлив закон Дарси, а при Re > Re^ — трехчленный закон, содержащий дополнительный член с критическим значением предельного энергосберегающего критического дебита Окр. В безразмерной форме эти законы имеют следующий вид:

при малых скоростях фильтрация по закону Дарси при Re < Re^

^Re = 1;

при высоких скоростях фильтрации при Re > Re^

^Re = 1 — Re^ + Re, где ф — коэффициент гидравлического сопротивления,

Ф = - —^;

ру2 dx

Re — число Рейнольдса, Re = vpk/^1.

Таким образом, только в частном случае при Re^ = 0 будет иметь место двучленный закон фильтрации

^Re = 1 + Re.

Как показала экспериментальная проверка многочисленных кернов формула (1.3) не была подтверждена ни на одном из них.

Теоретические и экспериментальные акустико-гидродинамические исследования многочисленных пористых сред и анализ результатов исследований многих скважин, выполненные Ю.П. Коротаевым, позволили четко установить, что при невысоких дебитах фильтрация газа происходит по закону

Дарси (1.2) или    )/Q = а, где а соответствует (1.4) (рис.

1.1, кривая 1) до Q < Окр, соответствующего верхней границе закона Дарси.

Критический дебит Q^ назван авторами предельным энергосберегающим дебитом. Под энергосберегающими дебитами понимаем дебиты, при которых соблюдается постоянство удельных потерь энергии, приходящихся на единицу дебита, что соответствует формуле (1.2).

Рис. 1.1. Зависимость Ар2 от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

1 - при Q < Q ; 2 - Q > > Qkp


Рис.    1.2.    Зависимость

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

1 - при Q < QK^ 2 - Q >


> ^ 3 - прё ^р_ =

= 102 - Ap2/Q от Q


При Q > Q^ имеет место наличие двух режимов фильтрации, а именно: нелинейный закон в призабойной зоне вокруг скважины и линейный закон Дарси в остальном газоносном пласте. Уравнение притока газа к забою скважины при Q > > Q^ имеет вид трехчленного закона [8]

(1.8)


где а соответствует (1.4);


b —    рат рат

Уравнение (1.7) характеризует плоскорадиальную фильтрацию в интервале изменения дебитов Q > Q^ (рис. 1.1, кривая 2).

Методика проведения и обработки результатов исследований скважин с определением коэффициентов а, b и QK^ входящих в формулы (1.2) и (1.7) при наличии двух режимов фильтрации, приведена в работах [7, 8, 10]. Сущность ее состоит в том, что скважина исследуется как при режимах, когда Q < QK^ так и при режимах, когда Q > QK^ т.е. в более широком диапазоне, чем было принято ранее.

Методика обработки результатов исследований скважин заключается в том, что вначале обрабатывают результаты, полученные в координатах Ap2/Q и Q.

При обработке результатов исследований скважин в координатах Ap2/Q и Q для дебитов Q < Q справедлив закон Дарси (1.6), и ему соответствует начальный горизонтальный прямолинейный участок удельной индикаторной кривой (рис.

1.2, прямая 1), который отсекает на оси Ap2/Q отрезок, равный коэффициенту а в формуле (1.2). При дебитах Q > Q^ экспериментальные точки отклоняются и в координатах Ap2/Q и Q имеет место кривая с переменным квадратичным сопротивлением, возрастающим с увеличением дебитов. По началу отклонения точек от горизонтальной прямой, соответствующей закону Дарси, оценивают значение критического (предельного энергосберегающего) дебита QK^

Для определения коэффициента b уравнение (1.7) приводят к виду

поделив левую и правую части этого уравнения на Q. Результаты исследований для диапазона изменения дебитов Q > Q^ обрабатывают в координатах Ap2/Q и Q. В результате полу-34 чают прямую с тангенсом угла наклона, равным b, которая отсекает на оси ординат отрезок, равный а— bQKr По нему, зная а и Q , находят b.

Значение Q соответствует точке пересечения начального горизонтального участка со вторым наклонным прямолинейным участком.

На практике для определения Q^ вначале находят его ориентировочное значение Q^.^ из графика Ap2/Q и Q, которое используют для получения Qор, и уточняют из графика Ap2/Q от Qкр. По последнему графику методом итераций находят уточненное значение Q. При ошибках в Q в координатах

Ap2/Q и Q получают вогнутую или выпуклую кривую вместо второго прямолинейного участка. При этом значение Q—bQ^ не должно быть меньше нуля.

Оригинальный метод обработки результатов исследований предложен С. А. Ананенковым [9].

Соответствующая модификация коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, входящих в формулу (1.7), для скважин, гидродинамически несовершенных по характеру и степени вскрытия, приводится в работе [8].

Принципиальным отличием трехчленной формулы (1.7) от формулы (1.3) является то, что она справедлива только после достижения Q и нелинейная часть удельного фильтрационного сопротивления является величиной переменной, зависящей от дебита. При росте дебитов радиус зоны нарушения закона Дарси R0 возрастает согласно формуле

R0 = RсQ.    (1.10)

Q^

Как показывают приведенные оценки, для большинства встречаемых на практике случаев R0 << h и R0 не превышают

5Ra т.е. нарушение линейного закона имеет место непосредственно в призабойной зоне пласта, а в самом пласте фильтрация осуществляется согласно закону Дарси. Это один из важных выводов для проектирования разработки, что в пласте фильтрация подчиняется закону Дарси, за исключением небольшого участка призабойной зоны пласта.

В реальных газовых скважинах в пласте и на забое всегда имеется жидкость, количество которой будет зависеть от дебита, фильтрационных параметров, конструкции и глубины спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) и др. Наличие этой жидкости приводит к возникновению дополнительного сопротивления, которое необходимо учитывать при исследовании скважин и разработке месторождения.

Индикаторные кривые в этом случае имеют вид при Q < < Окр (рис. 1.3, 1.4) и описываются уравнениями

Р™ - Рз2 = aQ + с;

Ар2_;_

140 120 100 80 60


40

20

с=21

_1_I_I_I_I_I_

О    200    400    600    800    1000    Q

Рис. 1.3. Зависимость Ар2 от Q, полученная при исследовании скв. 1781 Уренгойского месторождения, при а = 0,104, b = 0

Ар 2/Q; (Ар2 -c)/Q 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1

Рис. 1.4. Зависимость Ap2/Q (кривая 1) и (Ap2-c)/Q от Q (прямая 2) по результатам исследования скв. 1781 Уренгойского месторождения при а =

= 0,1, b = 0, с = 21


0    200    400    600    800    1000    Q


( - Рз2) - с ----= a

Q

Кривая отсекает на оси ординат отрезок с (см. рис. 1.3). Величину с в формуле (1.11) назовем начальным фильтрационным сопротивлением (НФС) при измерении давлений глубинным манометром или вычислении забойных давлений по затрубному пространству.

Начальное дополнительное сопротивление с0 = 2рплф + ф2. Измерив на графике его значение, можно определить поправку

на пусковую депрессию

(1.12)

В первом приближении ф можно оценить следующим образом:

(1.13)

где ф — дополнительный перепад давления, вызванный капиллярными силами на границе газ —вода в призабойной зоне пласта; к — проницаемость, мкм2; m — пористость.

При наличии жидкости в скважине и призабойной зоне пласта дополнительное начальное сопротивление G =з6 з + 62 будет складываться из двух величин: столба жидкости в скважине и сопротивления, вызванного влиянием капиллярных сил в призабойной зоне

6з = Pжhg + ф,

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.

При работе скважины, когда Q > Q^ (рис. 1.5)

pl - Рз2 = aQ - bQ^Q + bQQ + с.    (1.14)

Обрабатывая данные в координатах

определяем значение b как тангенс угла наклона прямой к оси Q в интервале дебитов Q > Q , т.е. формулу (1.14) приводим к виду (рис. 1.6)

= a - bQ^ + bQ.

(115)

Рис. 1.5. Индикаторная кривая (зависимость Ар2 от Q) при наличии жидкости на забое скважины по результатам исследования скв. 1811 Уренгойского

месторождения:

1 - при Q < QKp; 2 - Q > QKp

Ap2/Q; (Ар2 -c)/Q 0,7 0,6 0,5

-

о I

А II

- 0

III

^ IV

~ Ч * 1 4

- X 1

— •

^Тд1Г(?=298 3

I

1 II I

I

\

100 300 500

700

900 Q, Q


0,4

0,3 0,2 0,1

О

Рис. 1.6. Результаты обработки исследования скв. 1811 Уренгойского месторождения при наличии жидкости на забое:

1, I - Ар2/Q от Q; 2, II - {Ар2 - c)/Q от Q при Q < QKp; 3, III - {Ар2 - c)/Q

от Q при Q > Q ; 4, IV - {Ар2 - c)/Q от Q при Q = 298

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

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.

Эксплуатация скважин при предельном энергосберегающем режиме позволяет получать максимальный дебит при минимальных потерях энергии, обеспечивает работу скважин без осложнений и аварий и наибольшую газоотдачу.

Применение энергосберегающих режимов работы скважин создает благоприятные условия по предотвращению нарушений герметичности и целостности эксплуатационных колонн газовых скважин, вызванных интенсивными деформационными процессами, возникающими при высоких дебитах.

В случае притока газа к скважине, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов, уравнение притока соответствует формуле {1.2) в том случае, когда в каждом из пластов справедлив закон Дарси до минимального критического перепада давления Ар^р1, соответствующего наступлению в одном из пластов критического дебита Q^. При этом суммарный критический дебит будет отвечать сумме дебитов, соответствующих критическому дебиту в одном из пластов Q^, и дебитов меньше критических в других пластах, которым соответствует этот минимальный критический перепад давления Ар^р1.

При 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 {1.7).

Анализ разновременного ввода скважин, выполненный по большинству выработанных месторождений природных газов, показал, что удельные объемы дренажа, характеризующие удельные запасы, приходящиеся на скважину, по скважинам, введенным в разработку спустя значительный период времени, в 2-30 раз меньше удельных объемов дренажа скважин, введенных в начальной стадии разработки.

Из анализа ввода скважин по выработанным месторождениям следует, что на первые 50 % ранее введенных скважин приходится до 85 % запасов.

Часто на вторую половину вводимых позже скважин {т.е. на остальные 50 %) приходится менее 15-20 % оставшихся запасов газа. Этому способствуют и концентрация весьма незначительного числа "первых" скважин в наиболее продуктивных частях залежей и их форсированные дебиты.

Интенсивное уменьшение удельного объема дренажа скважин, вводимых на поздней стадии разработки, вызвано более интенсивным на начальной стадии разработки расходованием запасов, приуроченных к высокопроницаемым разностям.

Учитывая при проектировании разработки месторождений влияние разновременности ввода скважин в эксплуатацию и предусматривая {по мере возможности) их одновременный ввод в различных по проницаемости участках залежи, можно повысить эффективность их работы и увеличить газо- и кон-денсатоотдачу пластов.

Предотвращение потерь газа в низкопроницаемых пластах достигается выбором оптимальных темпов истощения пласта и схемы ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивающей вовлечение в процесс истощения низкопроницаемых коллекторов.

Отметим, что в целом значение залежей, приуроченных к плотным, низкопроницаемым коллекторам, из-за их практически повсеместного распространения будет возрастать. Ресурсы их значительно превосходят традиционные ресурсы газа.

К основным нетрадиционным источникам природного газа относятся залежи:

в плотных, низкопроницаемых коллекторах {с проницаемостью от 1-10-16 до 10-18 м2); на больших глубинах; в угольных пластах и сланцах;

в поднадвиговых зонах осадочного чехла, образуемых за счет процессов глобальной геотектоники;

на контакте осадочного чехла и фундамента; мантийного происхождения;

в метаморфических изверженных и эффузивных породах; твердого газа в виде гидратов.

Общемировые ресурсы природного газа, аккумулированного в плотных, низкопроницаемых коллекторах, оцениваются минимально в пределах от 600 до 3300 трлн. м3, из которых на долю России приходится 170-1325 трлн. м3.

Требуется создание новой методики проектирования разработки месторождений, учитывающей их специфические особенности - весьма длительные периоды стабилизации давления и необходимость применения специальных методов интенсификации {создание устойчивых магистральных трещин с помощью массированного гидроразрыва пластов, применение горизонтальных и многозабойных скважин и специальных методов их освоения).

Подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при проявлении упруговодонапорного режима. Было доказано, что в обводняющемся газовом месторождении конечная газоотдача зависит от темпа истощения залежи. С одной стороны, уменьшение темпа истощения приводит к тому, что микрозащемление газа в обводняющихся порах происходит при большом давлении, а значит, защемляется большая масса газа. С другой стороны, увеличение темпов истощения приводит к повышению избирательности обводнения, т.е. макрозащемлению и увеличению потерь газа в крупных целиках. Для каждого конкретного месторождения существует оптимальный темп истощения, обеспечивающий максимальную газоотдачу.

Как показал анализ разработки большинства выработанных залежей, избирательность обводнения всегда доминирует, что связано с практическим отсутствием однородных по коллекторским свойствам реальных пластов. Поэтому гидродинамическая проблема оптимизации темпа истощения сводится к задаче его минимизации, причем минимум выбирается уже из технико-экономических критериев достижения максимальной прибыли при заданной добыче.

Общая тенденция минимизации темпов истощения является характерной для рациональной разработки газовой залежи, работающей как при газовом, так и при водонапорном режиме.

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение выпадение конденсата в пласте условно может быть представлено в виде трех зон. Первая - его накопление при отсутствии фильтрации жидкости, вторая - начало условнопленочного течения и третья, находящаяся непосредственно в призабойной зоне пласта, где имеет место наибольшее выпадение конденсата, осуществляется двухфазная фильтрация и максимальны потери давления.

Предотвращение значительного выпадения конденсата в призабойных зонах скважин достигается также снижением дебита до энергосберегающего.

Исследуется влияние пористой среды и фрактальных структур на фазовые превращения газоконденсатных систем при решении проблемы перевода нефтяных месторождений в газоконденсатные и газоконденсатных в газовые с целью значительного повышения нефте- и конденсатоотдачи по сравнению с поршневым вытеснением при сайклинг-процессе.

Современная концепция разработки месторождений природных газов во главу угла ставит комплексный подход с обеспечением надежности добычи и повышения газо- и конденсатоотдачи и, как следствие этого, выдвигает на первый план технологии разработки, обеспечивающие сбережение энергетического запаса газовой залежи в целом и энергосберегающие режимы работы отдельных скважин.

Формирование газо- и конденсатоотдачи определяется не только режимом работы всего пласта, но и технологическими режимами работы скважин.

Достаточным условием обеспечения наибольшей газоотдачи пласта и обеспечения надежной добычи газа является сбережение энергетического запаса системы пласт + скважина + промысловые сооружения в каждый момент времени.

Система пласт + скважина, определяющая надежность добычи и газоотдачу, существенно зависит от обратных связей, накладываемых наземными сооружениями всего газодобывающего комплекса, т.е. требуется комплексное проектирование разработки месторождений природного газа.

Таким образом, рациональной разработкой является та, которая обеспечит в течение всего или основного срока эксплуатации при оптимальных значениях прибыли надежную добычу и наибольшую газоотдачу. Общий способ решения проблемы - непрерывное энергосбережение на всем пути движения газа от пласта до магистрального газопровода [11].

Как видно, новый подход радикально отличается от традиционного, так как принцип энергосбережения обратен принципу форсирования разработки.

Для рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений необходимо:

установление энергосберегающих оптимальных дебитов скважин;

установление энергосберегающих технологических режимов работы скважин в газовых и газоконденсатных пластах;

установление энергосберегающих и оптимальных темпов истощения и схем ввода скважин в эксплуатацию неоднородных газовых залежей. Предотвращение потерь газа в низко-42 проницаемых пластах достигается выбором оптимальных темпов истощения пласта и оптимальной схемой ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивающей вовлечение в процесс истощения плотных сред. Оптимальная газоотдача при упруговодонапорном режиме работы неоднородных залежей обеспечивается минимизацией темпов истощения [11].

Из изложенного следует, что при проектировании и реальном осуществлении проектов разработки газовых залежей следует отказаться от форсированных режимов технологической эксплуатации скважин и предусматривать {по мере возможности) их одновременный или опережающий ввод в эксплуатацию с учетом изменения фильтрационных и емкостных характеристик по пласту.

Учет влияния разновременности ввода скважин в эксплуатацию позволил выработать наиболее экономичные схемы, повысить эффективность их работы и увеличить газо- и кон-денсатоотдачу пластов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 1

1.    Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа.- М.: Гостоптехиздат, 1946.

2.    Роулинс Е.Л. и Шелхардт М.А. Испытание газовых скважин. - М. -Л.: Гостоптехиздат, 1947.

3. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. - М.: Гостоптехиздат, 1948.

4. Минский Е.М., Козлов А.Л. Основные принципы рациональной разработки газовых месторождений // Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений. - М.: Гостоптехиздат, 1953.

5.    Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Расчеты технологических режимов работы газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний // Тр. ин-та/ВНИИГАЗ. - 1960. - Вып. 9{17).

6. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. - М.: Недра, 1968.

7. Коротаев Ю.П. Избранные труды: В 3-х т. - М.: Недра, 1996. - Т. 1; 1998. - Т. 2.

8. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. - М.: Недра, 1998.

9. Коротаев Ю.П., Ананенков С.А. Методика определения энергосберегающего дебита // Газовая промышленность. - 1999. - № 1.

10. Коротаев Ю.П. Новая стратегия разработки газовых и газоконденсатных месторождений // Газовая промышленность. - 1999. - № 1.

1    СТРУКТУРА ОБЪЕКТОВ

СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДНО-Г Л А В А    ГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ

1.1. ЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ ДЛЯ ЭКОНОМИКИ РОССИИ

Развитие экономики России невозможно без обеспечения отечественной нефтеперерабатывающей промышленности нефтью для производства нефтепродуктов и сырья для нефтехимической промышленности, без экспорта нефти для получения валюты и закупки зарубежного оборудования, материалов и технологий. Наиболее дешевым и высоконадежным видом транспорта нефти являются магистральные нефтепроводы. С разработкой нефтяных месторождений Восточной Сибири и Крайнего Севера, началом освоения шельфа и морских месторождений происходят дальнейшее удаление мест переработки от районов добычи и рост затрат на транспортировку углеводородов. В этих условиях трубопроводный транспорт становится важнейшим элементом топливно-энергетического комплекса страны, обеспечивающим снижение издержек и повышение прибыльности добычи нефти для нефтегазодобывающих компаний.

Для надежного снабжения народного хозяйства нефтью необходимо, чтобы средства транспорта и хранения соответствовали уровню добычи и переработки, экспортным потребностям и перспективам развития.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 218,9 тыс. км, в том числе газопроводов — 151 тыс. км, нефтепроводов — 48,6 тыс. км, нефтепродукто-проводов — 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. трубопроводным транспортом составляла более 30 % общего объема грузооборота. По системе магистральных нефтепроводов транспортируется 93 % добываемой нефти, в общем объеме грузооборота доля нефти доходит до 40,3 %.

В последние годы предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России за счет разработки новых месторождений в Тимано-Печорском и Восточно-Сибирском регионах, а также на Дальнем Востоке и шельфе морей. Перспективный уровень добычи нефти и возможные объемы транспортировки по магистральным нефтепроводам будут определять такие факторы, как мировые цены, уровень налогообложения, сроки ввода новых месторождений и строительства трубопроводов.

Энергетическая стратегия России ориентирована на увеличение добычи к 2020 г. нефти с газовым конденсатом до 360 млрд т/год, газа — 700 млрд м3, угля — 430 млн т, производства электрической энергии — 1620 млрд кВт-ч (рис. 1.1).

Поэтому в целях обеспечения стратегических и экономических интересов страны необходимо развивать существующие и открывать новые направления экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ. С этой целью ОАО "АК "Транснефть” проводит целенаправленную работу по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистральных нефтепроводов сис-

Рис. 1.1. Показатели добычи газа (I) и нефти с газовым конденсатом (II) России за период с 1990 по 2020 гг.

темы, что обеспечивает экологическую безопасность трубопроводного транспорта, надежное и бесперебойное снабжение всех потребителей нефтью, способствуя развитию экономики страны.

1.2. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ

ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ ОАО “АК "ТРАНСНЕФТЬ"

Систематическое сооружение нефтепроводов в районах добычи нефти — в Урало-Поволжье и Закавказье было начато в середине 60-х годов, прошлого века. В этот период, в частности, были построены трансконтинентальные нефтепроводы Туймазы — Омск (впервые применены трубы диаметром 530 мм), Туймазы — Омск — Новосибирск — Иркутск диаметром 720 мм и длиной 3662 км, нефтепроводы Альметьевск — Горький (первая нитка), Альметьевск — Пермь, Ишимбай — Орск, Горький — Рязань, Тихорецк — Туапсе, Рязань — Москва и др. Необходимо особо отметить, что в 1955 г. был введен в эксплуатацию первый "горячий" нефтепровод Озек-Суат — Грозный диаметром 325 мм и протяженностью 144 км; по нему впервые в нашей стране стали транспортировать нефть после предварительного подогрева в специальных печах.

В 1964 г. был введен в эксплуатацию крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод "Дружба", соединяющий месторождения нефти в Татарии и Куйбышевской области с восточноевропейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия).

Открытие крупнейших месторождений нефти в Западной Сибири в корне изменило приоритеты трубопроводного строительства. Транспортировка нефти из данного региона до существовавших промышленных центров была крайне затруднена. Расстояние от месторождений до ближайшей железнодорожной станции составляло более 700 км. Единственная транспортная магистраль — река Обь и впадающая в нее река Иртыш — судоходны не более 6 мес в году. Обеспечить транспортировку все возрастающих объемов нефти мог только трубопроводный транспорт.

В декабре 1965 г. было завершено строительство и введен в эксплуатацию первый в Сибири нефтепровод Шаим — Тюмень диаметром 529 — 720 мм и протяженностью 410 км. В ноябре 1965 г. начато и в октябре 1967 г. завершено строительство нефтепровода Усть-Балык — Омск диаметром 1020 мм и протяженностью 964 км (в США трубопроводов такого диаметра еще не было). Осенью 1967 г. начато и в апреле 1969 г. завершено строительство нефтепровода Нижневартовск — Усть-Балык диаметром 720 мм и протяженностью 252 км. В последующие годы на базе Западно-Сибирских месторождений были построены трансконтинентальные нефтепроводы Усть-Балык — Курган — Уфа — Альметьевск (1973 г.), Александровское — Анжеро-Судженск — Красноярск — Иркутск (1973 г.), Нижневартовск — Курган — Куйбышев (1976 г.), Сургут — Горький — Полоцк (1979 г.) и др.

Продолжалось строительство нефтепроводов и в других регионах. В 1961 г. на месторождениях Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак) были получены первые фонтаны нефти, а уже в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод Узень — Шевченко длиной 141,6 км. В дальнейшем он был продлен сначала до Гурьева (1969 г.), а затем до Куйбышева (1971    г.). Ввод в эксплуатацию нефтепровода Узень —

Гурьев — Куйбышев диаметром 1020 мм и протяженностью 1750 км позволил решить проблему транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти Мангышлака. Для этого была выбрана технология перекачки с предварительным подогревом в специальных печах. Нефтепровод Узень — Гурьев — Куйбышев стал крупнейшим "горячим" трубопроводом мира.

Были продлены нефтепроводы Альметьевск — Горький и Туймазы — Омск — Новосибирск на участках соответственно Горький — Ярославль — Кириши и Новосибирск — Красноярск — Иркутск.

На других направлениях в 1971 — 1975 гг. были построены нефтепроводы Уса — Ухта — Ярославль — Москва, Куйбышев — Тихорецкая — Новороссийск и другие, в 1976 — 1980 гг. — нефтепроводы Куйбышев — Лисичанск — Одесса, Холмогоры — Сургут, Омск — Павлодар, Каламкас — Шевченко, Самгори — Батуми и другие, в 1981 —1985 гг. — нефтепроводы Холмогоры — Пермь — Альметьевск — Клин, Возей — Уса — Ухта, Кенкияк — Орск, Павлодар — Чимкент — Чардар — Фергана, Прорва — Гурьев, Красноленинский — Шаим, Тюмень — Юргамыш, Грозный — Баку.

В настоящее время все магистральные нефтепроводы России эксплуатируются ОАО "АК "Транснефть”, которое является транспортной компанией и объединяет 11 российских предприятий трубопроводного транспорта нефти, владеющих нефтяными магистралями, эксплуатирующих и обслуживающих их. При движении от грузоотправителя до грузополучателя нефть проходит в среднем 3 тыс. км. ОАО "АК "Транснефть” разрабатывает наиболее экономичные маршруты движения нефти, тарифы на перекачку и перевалку нефти с утверждением их в Федеральной энергетической комиссии (ФЭК).

Взаимоотношения ОАО "АК "Транснефть” с грузопотре-бителями регулируются "Положением о приеме и движении нефти в системе магистральных нефтепроводов”, утвержденным Минэнерго РФ в конце 1994 г. Этот документ включает методику определения оптимальных объемов поставки нефти и газового конденсата на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) России, квот нефтеперерабатывающих предприятий для поставки на экспорт, порядок составления ежеквартальных графиков транспортировки нефти для каждого из производителей (с разбивкой по месяцам). Документ провозглашает равнодоступность всех грузоотправителей к системе трубопроводного транспорта.

По состоянию на 2002 г. ОАО "АК "Транснефть” эксплуатирует 48,6 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 322 нефтеперекачивающие станции, резервуары общим объемом по строительному номиналу 13,5 млн м3, 32 % нефтепроводов имеют срок эксплуатации до 20 лет, 34 % — от 20 до 30 лет и свыше 30 лет эксплуатируется 34 % нефтепроводов. Компания выполняет собственными силами и средствами практически весь комплекс профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-строительная колонна для выполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) без производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания. В мае 1991 г. в Компании создан Центр технической диагностики, ОАО "ЦТД ”Диаскан”, который обеспечивает проведение диагностики магистральных нефтепроводов.

К настоящему времени нефть различных месторождений поступает на отечественные нефтеперерабатывающие заводы и экспорт по системе нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть”:

Крупнейшие нефтепроводы ОАО "АК "Транснефть" и других компаний в России

Нефтепровод

Диаметр, мм

Длина,

км

Год

постройки

Туймазы — Омск — Новоси

720

3662

1959-1964

бирск — Красноярск — Иркутск

"Дружба” (первая нитка)

529-1020

5500

1962-1964

"Дружба” (вторая нитка)

529-720

4500

1966

Усть-Балык — Омск

1020

964

1967

Узень — Гурьев — Куйбышев

1020

1750

1971

Уса — Ухта — Ярославль —

720

1853

1975

Москва

Усть-Балык — Курган — Уфа —

1220

2119

1973

Альметьевск

Александровское — Анжеро-

1 220

1766

1 973

Судженск — Красноярск — Ир

кутск

Куйбышев — Тихорецк — Ново

1220

1522

1979

российск

Нижневартовск — Курган —

1220

2150

1976

Куйбышев

Сургут— Горький — Полоцк

1020

3250

1979-1981

Холмогоры — Клин

1220

2430

1985

Тенгиз — Новороссийск (КТК)

720

1580

2001

Т а б л и ц а 1.2

Крупнейшие нефтепроводы за рубежом

Нефтепровод (страна)

Диаметр,

мм

Длина,

км

Трансаляскинский (США)

1220

1280

Сальяко-Байе-Бланка (Аргентина)

356

630

Рио-де-Жанейро - Белу-Оризонти (Бразилия)

457

370

Сикуко - Ковеньяс (Колумбия)

307

534

Южно-европейский (порт Лаверт - Страс

864

772

бург - Карлсруэ) (Западная Европа)

Центрально-европейский (Генуя - Феррара -

660

1000

Эгль, Уильям) (Западная Европа)

Южно-иранский (Иран)

305-762

600

Трансиракский (Ирак)

920

5500*

Трансаравийский (Саудовская Аравия, первая

787

1200

нитка)

Трансаравийский (Саудовская Аравия, вторая

1200

1210

нитка)

Восточно-Аравийский (Саудовская Аравия)

254-914

1620

Эджеле - Ла-Скирра (Алжир)

610

790

* Вместе с лупингами и коллекторами.

северо-западного направления (Альметьевск — Горький — Рязань — Москва, Горький — Ярославль — Кириши — Приморск);


Рис. 1.2. Схема магистральных трубопроводов ОАО "АК "Транснефть" и ближнего зарубежья:

I — действующие нефтепроводы; II — намеченные к строительству нефтепроводы; III — действующие водоводы; IV — НПС действующие; V — НПС, намеченные к строительству; VI —НПЗ действующие; VII — пункты налива в цистерны; VIII — пункты налива в танкеры

"Дружба" (Куйбышев — Унеча — Мозырь — Брест, Мозырь — Броды — Ужгород, Унеча — Полоцк — Вент-спилс);

западного направления (Усть-Балык — Курган — Уфа — Альметьевск, Нижневартовск — Курган — Кубышев, Сургут — Горький — Полоцк);

восточного направления (Александровское — Анжеро-Судженск — Красноярск — Иркутск);

южного направления (Усть-Балык — Омск — Павлодар); юго-западного направления (Куйбышев — Лисичанск — Кременчуг — Херсон с ответвлением на Одессу, Куйбышев — Тихорецк — Новороссийск, Тихорецк — Туапсе).

2 % действующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в Западной Сибири. Сведения о крупнейших российских и зарубежных нефтепроводах представлены в табл. 1.1 и 1.2, из сравнения которых видно, что крупнейшие нефтепроводы мира сосредоточены, в основном, в нашей стране. Система трубопроводов ОАО "АК "Транснефть" (рис. 1.2) является уникальной и не имеет аналогов за рубежом.

1.3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ

В целях обеспечения стратегических и экономических интересов в России, необходимо развивать существующую инфраструктуру транспорта нефти, а также расширять строительство объектов трубопроводного транспорта. Планируется, что система трубопроводного транспорта нефти будет развиваться в четырех направлениях для обеспечения экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России:    северобалтийское, каспийско-

черноморское, центрально-европейское и восточное. Дальнейшая разработка нефтей в Тимано-Печерской нефтегазовой провинции, Восточной Сибири, а также на шельфе Каспийского моря позволяет прогнозировать увеличение объемов добычи нефти и ее транзита, что будет способствовать загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов и строительству новых трубопроводов.

Каспийско-черноморское направление позволит обеспечить транзит нефтей Азербайджана, Казахстана и Туркмении и увеличит объем экспорта через нефтяные терминалы в Новороссийске (Шесхарис) и Туапсе. Нефтепроводная система Каспийского трубопроводного консорциума протяженностью 1580 км транспортирует нефть из Западного Казахстана и Азербайджана до нефтеналивного терминала в Новороссийске.

Балтийская трубопроводная система (БТС), строительство, первой очереди которой закончено в 2001 г., обеспечивает экспорт нефти через нефтеналивной терминал на Балтийское море (г. Приморск).

На центрально-европейском направлении планируется осуществлять экспорт нефти через порт Омишаль на рынок Средиземноморья по системе нефтепроводов "Дружба" и "Адрия".

Для снижения зависимости от сопредельных стран был сооружен нефтепровод Суходольная — Родионовская в обход территории Украины, а для увеличения транзита нефти возросла пропускная способность нефтепроводов Атырау — Самара и Тихорецк — Новороссийск.

Одно из наиболее перспективных направлений — восточное — будет развиваться в связи с ростом потребления энергоресурсов промышленностями стран Азиатско-Тихоокеанского региона и Китая.

Все эти проекты конкурентоспособны по отношению к существующим альтернативным направлениям транспорта нефти, а также позволят получить дополнительные налоговые поступления в бюджет и будут стимулировать увеличение добычи нефти в России.

1.4. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензи-но-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

магистральные (МН) — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;

технологические — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

Согласно СНиП 2.05.06 — 85* магистральные нефте- и неф-тепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): I — 1000—1200 включительно; II — 500 — 1000 включительно; III — 300 — 500 включительно; IV — 300 и менее.

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07 — 85* устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:

Диаметр нефтепровода, мм........................................................... 700    700 и более

Категория нефтепровода при прокладке:

подземной....................................................................................... IV    III

наземной и подземной............................................................... III    III

Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории III. Исходя из этих же требований в СНиП 2.05.06 — 85* определены также и категории, к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, категории I или II. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории I относятся под- и надводные переходы через реки, болота типов II и III, горные участки, вечномерзлые грунты.

Классификация технологических трубопроводов

Груп

Транспортируемые

Категория трубопровода

па

вещества

I

II

III

IV

V

р, МПа

Т, °С

р, МПа

Т, °С

р, МПа

Т, °С

р, МПа

Т, °С

р, МПа

Т, °с

А

Вредные:

класс опасности I и II

Незави

_

_

_

_

_

_

_

_

_

класс опасности III

симо

Свыше

1,6

Свыше

300

Свыше

1,6

До 300

_

_

_

_

_

_

Б

Взрыво-пожароопасные: взрывоопасные вещества (ВВ), горючие газы (ГГ), в том числе сжиженные

Свыше

2,5

Свыше

300

До 2,5

До 300

_

_

_

_

_

_

легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ)

Свыше

2,5

Свыше

300

Свыше 1,6 до 2,5

Свыше 120 до 300

До 1,6

До 120

В

горючие жидкости (ГЖ), горючие вещества (ГВ)

Трудногорючие (ТГ), негорючие (НГ)

Свыше

0,3

Свыше

350

Свыше 2,5 до

6.3 Свыше

6.3

Свыше 250 до 350 Свыше 350 до 450

Свыше 120 до 250 Свыше 2,5 до 6,3

До 1,6

Свыше 250 до 350

До 120

Свыше 1,6 до 2,5

Свыше 120 до 250

До 1,6

До 120

К участкам категории II относятся под- и надводные переходы через реки, болота типа II, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06 — 85* понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре.

Технологические трубопроводы в зависимости от физикохимических свойств и рабочих параметров (давления p и температуры T) подразделяются на три группы (А, Б, В) и пять категорий (табл. 1.3). Группу и категорию технологического трубопровода устанавливают по параметру, который требует отнесения его к более ответственной группе или категории. Класс опасности вредных веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.01.007-76, взрыво-пожароопасность — по ГОСТ 12.1.004-76. Нефти имеют класс опасности II, масла минеральные нефтяные — III, бензины — IV.

Для технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций важное значение имеет правильный выбор параметров транспортируемого вещества. Рабочее давление принимается равным избыточному максимальному давлению, развиваемому насосом, компрессором или другим источником давления, или давлению, на которое отрегулированы предохранительные устройства. Рабочую температуру принимают равной максимальной или минимальной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом или другим нормативным документом (СНиП, РД, СН и т.д.).

1.5. СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 1.3). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85* включают: трубопровод (от места

Рис. 1.3. Схема сооружений магистрального нефтепровода:

1 — промысел; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы;

4    — головные сооружения (резервуары, насосная, электростанция и др.);

5    — узел пуска скребка; 6 —линейный колодец; 7 — переход под железной дорогой; 8 — подводный переход через реку; 9 — наземный переход через овраг (ручей); 10 — конечный распределительный пункт

выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке; установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; пр о-тивопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгази-рования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти; указатели и предупредительные знаки.

Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды). Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100 — 200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10 — 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70 — 150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100 — 300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3—1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г. А. Зотова, 3. С. Алиева. М., «Недра», 1980,301 с.

Настоящая инструкция составлена во ВНИИГазе на базе действующей «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин» (под ред. Ю. П. Коротаева), утвержденной в 1967 г., с учетом новых разработок за истекший период, принятых ГОСТов и ОСТов, закона об охране окружающей среды и рациоп&чьном использовании природных ресурсов, а также замечаний и пожеланий, полученных от организаций отрасли перед подготовкой нового издания. В новой редакции инструкции значительно расширен объем информации по физико-химическим свойствам газа. Особое внимание уделено определению давления, температуры и дебита скважин, коэффициентов фильтрационного сопротивления й параметров пласта при стационарных и нестационарных режимах фильтрации газа. Включено описание новых приборов и оборудования, используемых при различных исследованиях. Более детально изложены газоконденсатные и промыслово-геофизические методы исследования и интерпретации получаемых результатов. Включены главы, посвященные установлению технологического режима работы скважин в зависимости от различных факторов и технике безопасности при подготовке и проведении исследовательских работ.

Табл. 77, ил. 163.


По заказу Всесоюзного научно-исс института природных ]


30802—169 043(01)—80


без объявл.


gj Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов, 1980


ПРЕДИСЛОВИЕ

В настоящее время проведение исследований газовых и газоконденсатных скважин и обработка полученных результатов осуществляются в соответствии с «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин», разработанной ВНИИГазом в 1966 г. и изданной в 1971 г. За период, истекший с момента составления названной инструкции, было выполнено множество работ, посвященных исследованию газовых скважин и определению параметров пластов.

Из выполненных после 1966 г. и не вошедших в действующую инструкцию работ определенная часть их отличается простотой рекомендуемых способов определения параметров пласта, качеством получаемых результатов, учитывает неоднородность пласта и позволяет сократить сроки и средства при испытании газовых скважин. Преимущество новых разработок с учетом «Основ законодательства СССР и союзных республик о недрах» и постановления ЦК КПСС и Совета Министров СССР «Об усилении охраны природы и рациональном использовании природных ресурсов», принятых новых ГОСТов и ОСТов, а также полученные замечания и пожелания по действующей инструкции создали предпосылки для подготовки новой «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважип».

В новой инструкции учтены полученные перед ее составлением пожелания крупных производственных объединений по добыче газа, газовых промыслов, отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов, к которым обратилось Геологическое управление Мипгазпрома с просьбсй представить свои предложения и замечания по действующей инструкции.

В инструкции приведены общие сведения о исследовании пластов и скважин, физико-химических свойствах газа и методы их определения. Значительно расширены данные об изменении вязкости и свсрхсжимаемостн газа в зависимости от давления и температуры, что вызвано открытием новых месторождений на больших глубинах. Изложены методы более точного определения этих параметров. В главу по физико-химическим свойствам включены также данные о влажности газа, теплоемкости, теплопроводности, дроссель-эффекте и способы их определения, часто используемые при испытании и эксплуатации скважин в условиях гидратообразования и коррозия скважинного оборудования. Изложены аналитические методы определения забойного давления в остановленной и работающей скважине с необходимым объемом вспомогательных таблиц и примеров, существенно облегчающих труд при практическом использовании этих методов. Рассмотрены особенности скважин большого диаметра. Приведены расчетные методы определения забойного давления при наличии ступенчатой колонны, больших перепадах температур по стволу скважины и при наличии жидкости в потоке газа.

Изложена расчетная методика для определения распределения температуры газа в призабойной зоне и в стволе остановленной и работающей скважин при наличии и отсутствии зоны многолетней мерзлоты. Расчетная методика обеспечена необходимым графическим материалом по теплофизическим свойствам горных пород, что облегчает ее применение.

Приведены методы проведения исследований при стационарных режимах фильтрации газа и способы обработки полученных результатов. Предложены методики определения коэффициентов несовершенства по степени вскрытия изотропных и анизотропных пластов. Изложены новые практические методы проведения и обработки результатов исследования скважин в условиях гидратообразования, при испытании с выпуском газа в газопровод, при наличии многопла-стовости и с использованием данных эксплуатации скважин. Показаны особенности исследования скважин при наличии подошвенной воды и в процессе закачки газа в ПХГ и методика обработки результатов испытания. Методы исследования скважин с длительной стабилизацией давления и дебита дополнены другими способами ускоренного испытания скважин и практическими примерами, а также

Бекиров Т.М., Лончаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата.

М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. — 596 с.: ил. ISBN 5-8365-0008-8

Систематизированы физико-химические свойства компонентов углеводородных газов, гликолей и метанола, используемых в системе добычи, сбора и подготовки к транспорту природных газов.

Изложены основные законы поведения парожидкостных систем. Даны научные основы выбора показателей качества продукции газовой промышленности. Подробно описаны технологические схемы установок подготовки газа к транспорту с применением процессов абсорбционной и адсорбционной осушки, низкотемпературной конденсации и абсорбции. Значительное внимание уделено борьбе с технологическими осложнениями при сборе и обработке парафиносодержащего углеводородного сырья.

Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования и эксплуатации объектов сбора и обработки углеводородного сырья. Может быть также полезна научным работникам и студентам вузов нефтегазового профиля.

Табл. 215, ил. 207, список лит. - 308 назв.

Bekirov Т.М., Lanchakov G.A. The Methods for Gas and Condensate Processing.

Physical and chemical properties of components of hydrocarbon gases, glycols, and methanol which are used for natural gas recovery, collecting, and preparing for transportation are classified.

Basic laws of vapor liquid system behavior are presented. The scientific bases for determination of quality indexes for gas industry products are given. Also are described in detail the technological schemes of plants for preparing gas for transportation in which the procedures of absorption and adsorption dryings, low-temperature condensation, and absorption are used. Attention is given to preven-tation of technological complications while collecting and processing paraffin-bearing hydrocarbon raw materials.

Advisable for engineers dealing with design and operation of plants intended for collecting and processing hyarocarbon raw materials. Can be also useful for scientists and students of high education institutes specialized in oil and gas.

© T.M. Бекиров, Г.А. Ланчаков, 1999 © Оформление. ООО “Недра-Бизнесцентр”, 1999

ПРЕДИСЛОВИЕ

Газовая промышленность на современном этале характеризуется увеличением удельных затрат на добычу и транспортирование природных газов. Это объясняется рядом объективных факторов: вводом в эксплуатацию месторождений в районах многолетнемерзлых пород (ММП), их большой удаленностью от районов потребления газа, повышением затрат на геолого-разведочные работы и приобретение оборудования и реагентов и т.д. Кроме того, со времени ввода в эксплуатацию основного оборудования установок комплексной подготовки газа (УКПГ) прошло 15—20 лет и более. Это оборудование подлежит диагностированию, ремонту и в ряде случаев замене, что также требует определенных затрат.

Наряду с этим имеет место и ряд субъективных факторов, в том числе несовершенство взаиморасчетов между производителями и потребителями газа, недостаточная эффективность прогнозирования работы систем добычи, сбора, обработки и компримирования продукции месторождения в заключительный период его разработки. К таким факторам можно отнести также недостаточную обоснованность глубины извлечения из газов тяжелых углеводородов и паров воды, проектирование установок обработки газов с использованием несовершенных нормативных документов, недостаточную взаимоувязку показателей разработки с параметрами технологических установок и т.д. Последствия этих факторов проявляются в низкой эффективности работы газотранспортных систем (ГТС) и неквалифицированном использовании тяжелых углеводородов, а в ряде случаев и в неоправданных дополнительных затратах на установках подготовки газа к транспорту.

В условиях перехода на рыночную систему регулирования цен на газ в административном порядке создание условий для неуплаты за потребляемый газ и т.д. привело к тому, что объемы затрат на геологоразведочные работы по наращиванию запасов сырья резко снизились. То же касается финансирования НИР и ОКР. Таким образом, закладывается основа будущего отставания отрасли как по разведанным запасам, так и по уровню технологии.

Опыт зарубежных стран показывает, что глубокое извлечение тяжелых углеводородов из газов и их применение в качестве нефтехимического сырья и моторного топлива в ряде случаев более эффективно, чем использование для этих целей нефтепродуктов. Например, выход этилена при пиролизе этана составляет 70 %, а при пиролизе бензина и газойля - 27 и 15 % соответственно. Другой пример: при использовании про-пан-бутановой фракции (ПБФ) в качестве моторного топлива выброс вредных веществ в атмосферу в 3-4 раза уменьшается по сравнению с бензином. Кроме того, ПБФ значительно дешевле бензина.

Несмотря на указанные факты, в настоящее время степень извлечения пропана и бутанов из природных газов на промысловых установках России весьма низкая и составляет 10-30 и 20-60 % соответственно. Ежегодно миллионы тонн ПБФ и этана используются нерационально. Достаточно отметить, что за период разработки только из добытой пластовой продукции Вуктыльского газоконденсатного месторождения

УДК 622.279.031:53(06)

Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. — М.: ОАО ‘ Издательство "Недра", 1998. -    479 с.: ил. — ISBN 5-247-

03801-0

Изложены современные основы эксплуатации газовых месторождений. Освещен основной комплекс вопросов, связанных с техникой и технологией добычи газа на различных газовых и газоконденсатных месторождениях с учетом характерных специфических особенностей их эксплуатации. Приведены состав физические и термодинамические свойства природных газов, физические основы добычи газа, лабораторные и промысловые методы исследования пористых сред и скважин. Рассмотрены конструкции осложнения при эксплуатации скважин технология сбора, транспорта и промысловой обработки и переработки газа и конденсата.

Для научных и инженерно-технических работников. Может быть полезна студентам нефтяных вузов.

Табл. 32, ил. 139, список лит — 88 назв.

Vyakhirev R.I.r Korotaev Yu.P., Kabanov N.I. The Theory and Experience of Gas Recovery.

This book tells about modern basis of the exploitation of a gas fields; the basic list of the questions is presented here, connected w:th technigue and technology of the gas recovery in differences gas and gas condensate fields with allowance for typical specific peculiarities of they exploitation. The composition, physical and thermodynamic properties of natural gases, physical basis of the gas recovery, laboratory and industry methods of researching porous mediums and wells are Jescribed in the book. The constructions, difficulties in the exploitation of the wells, the technology of the collections, transport and industry treatment and convention process of a gas and condensate are examined here. The last character of the book is devotes to the raethods of the increases a gas recovery.

The book is in tented for engineers, which are engaged in the quesiton of exploitations of the wells, designing and exploiting of the fields, and also for the of students of the petroleum's institutes

Организация-спонсор РАО "Газпром"

ISBN 5-247-03801-0    ©    Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев,

Н.И. Кабанов, 1998 © Оформление. ОАО "Издательство "Недра", 1998

ВВЕДЕНИЕ

Газ (франц. gaz, от греч. chaoc) — агрегатное состояние вещества, в котором его частицы не связаны или иесьма слабо связаны силами взаимодействия и движутся свободно, заполняя весь предоставленный им объем.

Слово газ ввел голландский естествоиспытатель Ян Баптист Хельмонт (1579 —1644 гг.), и первоначально оно означало тела, имевшие воздухоподобное состояние.

Примерно в Ш веке нашей эры китайцы обнаружили выход на поверхность природного газа и даже были пробурены первые скважины вокруг мест выхода газа. Как известно из печатных источников, в Китае природный газ из скважин месторождения Дзылюдзин собирался в деревянный короб и по бамбуковым трубам подавался к ряду горелок, над которыми помещались испарители соляного раствора. С помощью деревянных желонок из скважин добывалась поваренная соль; зная общее ее количество, определяли таким путем население региона и страны. Запасы газа на месторождении в последующем были подсчитаны инженером Ху-Ли-Ша-ном весьма оригинальным способом — по количеству выпаренной соли.

Выход природного газа в Древней Персии вызвал в VII веке культ почитателей огня (последователи Зороас-тра); они строили храмы богу огня наподобие того, который можно видеть в Баку, в Азербайджане.

В 1775 г. знаменитый итальянский физик Вольта, исследуя болотный горючий газ, установил, что в основном он состоит из метана.

Г лава II

РАЗВИТАЯ КАВИТАЦИЯ. УСТАНОВИВШИЕСЯ КАВИТАЦИОННЫЕ ТЕЧЕНИЯ (НЕЛИНЕЙНАЯ ТЕОРИЯ)

§ 1. форма границы каверны, парадокс Бриллуэна, схемы кавитационных течений

Форма границы каверны зависит от ряда факторов: конфигурации и размеров тела, вида каверны (частичная или развитая), скорости набегающего потока, влияния гравитации, степени турбулентности потока и внешних возмущений.

Достаточно полное представление о форме и поведении границы каверны дают экспериментальные исследования искусственных кавитационных течений.

В настоящее время имеется большое число опытов с кавитирующими дисками, крыльями, телами вращения или близкими к ним телами.

Визуальное наблюдение за поведением границы каверны позволяет дать характеристику ее формы и установить ее зависимость от ряда факторов.

Как показывают эксперименты,

а)    при больших скоростях потока образуется развитая каверна, в хвостовой части которой появляется обратная струйка, при этом части каверны отрываются, вызывая пульсацию хвоста каверны;

б)    при уменьшении скорости обтекания образуется каверна, хвостовая часть которой сворачивается в два вихревых жгута;

в)    при малых скоростях потока и направлении его, перпендикулярном силе тяжести, последняя существенно влияет на симметрию каверны относительно горизонтальной плоскости: с уменьшением скорости всплывание каверны возрастает.

При направлении потока, совпадающем с направлением силы тяжести, ее влияние проявляется в укорочении и расширении каверны;

г)    поверхность каверны негладкая, она имеет малоамплитудные высокочастотные возмущения.

Таким образом, эксперименты указывают на нестационарный характер границы каверны, причем наибольшая нестационарность наблюдается в хвостовой части каверны и в следе за каверной. Экспериментально доказано, что при кавитации за телом образуется полость с постоянным давлением рк. Следовательно, давление постоянно также и на границе каверны, которая представляет собой свободную поверхность. Это обстоятельство учитывается при построении теоретических методов решения плоских и пространственных задач.

Рассмотрим уравнение движения частицы жидкости, перемещающейся по границе каверны. Это даст нам возможность установить знак кривизны границы каверны.

Если частица движется со скоростью VK по границе каверны, имеющей кривизну 1/R, то

~ =.— -^gradpn,    (И.1.1)

где р — давление в жидкости; п — нормаль, направленная к центру кривизны; р — плотность жидкости.

Так как VllR > 0 и 1/р > 0, то для соблюдения условия (II.1.1) векторы grad р и п должны быть направлены в разные стороны.

Как правило, каверна образуется в тех областях потока, где появляется минимальное давление, т. е. grad р направлен из каверны в сторону жидкости, а нормаль п для получения положительной величины правой части (II. 1.1) должна быть направлена к центру кривизны. В этом случае число кавитации

2

Таким образом, при положительном числе кавитации граница каверны имеет выпуклую форму (рис. II. 1, а). В то же время, если давление в каверне оказалось бы больше давления в окружающей ее жидкости, граница каверны имела бы вогнутую форму (рис. II.2, б). Однако на практике такое течение не реализуется. Чем меньше число кавитации и, тем меньше кривизна границы каверны (рис. II. 1, в).

При построении теоретической схемы кавитационного течения принимают, что поверхность каверны гладкая.

Важное значение приобретает вопрос об устойчивости границы каверны. Как показывают исследования, в большинстве случаев, когда плотности соприкасающихся жидкостей существенно различны (вода и газ), граница раздела устойчива. Однако при этом возникают трудности представления формы хвостовой части каверны.

На основании уравнения Бернулли скорость на границе каверны должна быть постоянной и равна VK. Однако точка смыкания струй в хвосте каверны, принадлежащая ее границе, является критической, т. е. скорость в ней равна нулю. Это противоречие называется парадоксом Бриллуэна.

Кроме того, в реально существующих кавитационных течениях не происходит смыкания верхней и нижней границ каверны, хвостовая часть каверны пульсирует, а в ряде случаев периодически разрушается, образуя тонкий турбулентный след, содержащий пузырьки воздуха, попавшие в каверну вследствие диффузии газа из окружающей среды.


Рис. II. 1. Зависимость формы каверны от числа кавитации: ак > 0; б — х < 0; в —    > х2 > иа > 0.

В связи с этим ряд ученых предложил различные теоретические схемы кавитационных течений. Многие из этих схем построены для частных случаев течений, и их применение весьма ограничено.

Рассмотрим некоторые из этих схем, получивших применение при решении кавитационных задач (рис. II.2).

Схема Кирхгоффа (рис. II.2, а) — одна из старых известных схем —- предполагает струйное течение вблизи тела, уходящее вниз по потоку на бесконечность, так что давление внутри каверны рк = р„о, скорость свободной струи на границе VK = V», а число кавитации х = 0.

В дальнейшем схема Кирхгоффа была видоизменена различными авторами для общего случая х ф 0. Так, в частности,

Н. Е. Жуковский и Рошко предложили схему замыкания струй на две параллельные полубесконечные горизонтальные пластинки, на которых скорость изменяется от VK (рис. II.2, б) до 1Л». Ря-бушинский построил схему обтекания пластинки с замыканием

Ж)'

S)

voo

7oo


8=0

К|см


Рис. 11.2 Теоретические схемы плоских кавитационных течений: а — Кирхгоффа (струйное течение); б — Н. Е. Жуковского — Рошко; в — Рябушинского (схема с зеркалом); г — схема Т. By; д — Д. А. Эфроса (схема обтекания с обратной струйкой); е ¦— А. В. Кузнецова; ж-—М. Тулина первая (с односпиральными вихрями); з — М. Тулина вторая (с двухспиральными вихрями).


Vn


струй на зеркально расположенную пластинку (схема с зеркалом). На рис. II.2, в дана более общая схема Рябушинского.

В дальнейшем исследователем Т. By эта схема была использована при рассмотрении более общего случая обтекания произвольного профиля с замыканием струй на короткую вертикально расположенную пластинку (рис. II.2, г).

Широкое применение находит схема обтекания с обратной струйкой, предложенная в 1945 г. Д. А. Эфросом. По этой схеме каверна заканчивается обратной струйкой, уходящей через сток на вторую Риманову плоскость, а затем в бесконечность (рис. II.2, д). Образование обратной струйки наблюдается экспериментально, однако, попадая в каверну, обратная струйка вызывает разрушение хвоста каверны.

Переход обратной струйки на вторую Риманову плоскость представляет собой чисто математический прием, необходимый для решения задачи.

А. В. Кузнецов, развивая схему Д. А. Эфроса, предложил в 1964 г. схему, в которой жидкость за каверной затекает в обратный канал с бесконечными стенками, но, в противоположность схеме Д. А. Эфроса, течение в этом канале изменяет еще раз направление так, что за каверной критической точки нет (рис. II.2, ё).

| В 1964 г. М. Тулин предложил для случая к ф О две схемы, довольно хорошо описывающие реальные кавитационные течения. Обе эти схемы предполагают, что вниз по потоку за каверной находится тонкий след, исчезающий на бесконечности.

В первой схеме М. Тулина каверна заканчивается односпиральными вихрями, в центре которых скорость на границе скачком изменяется от VK до нуля, за каверной образуется гладкий тонкий след (рис. И.2, ж).

Во второй схеме М. Тулина каверна заканчивается двухспиральными вихрями, в центре которых скорость на границе скачком изменяется от VK до Voo — скорости на бесконечности (рис. II.2, а).

Применение той или иной схемы обусловлено граничными условиями задачи: первая схема (с односпиральными вихрями) целесообразна при рассмотрении случая кавитационного обтекания в безграничной жидкости, вторая схема (с двухспиральными вихрями) — случая обтекания вблизи свободной поверхности при больших числах Фруда.

Как показано в [7], двойной спиральный вихрь представляет собой единственную форму соединения в одной точке двух линий тока с разными скоростями. Одна из них образует границу каверны, вторая соответствует границе следа за каверной.

Вблизи центра вихря (особая точка) струя закручивается в спираль с бесконечным числом витков.

Для получения скачкообразного изменения скорости в центре каждого вихря течение должно иметь особенности.

§ 2. Методы решения задач

Решение задачи о кавитационном обтекании тела может быть выполнено различными методами, однако обычно выбирают тот, который требует наименьшей затраты времени.

При решении задачи определяют форму границы каверны, поле скоростей и давлений вблизи кавитирующего тела, и, наконец, силы и моменты, действующие на тело со стороны жидкости. Сравнительно простые решения получают для плоских задач.

Принятые в настоящее время методы решения задач могут быть сведены к двум:


а)    метод потенциала у f

скоростей;    ра~7тг

б)    метод особенностей 00 1 (источников и стоков, вихрей).

При решении плоских задач первым методом ис-    Рис. II.3. Схема отрывного течения,

пользуют теорию струй

идеальной жидкости, а также решения краевых задач. Второй метод более универсален, его применяют при рассмотрении как плоских, так и пространственных кавитационных течений.

Ранее всего и наиболее полно были разработаны методы теории струй, и поэтому они нашли наиболее широкое применение при решении плоских задач кавитационных течений. При этом методе используют математический аппарат теории функции комплексного переменного. Суть метода состоит в том, что течение на физической плоскости преобразуется на вспомогательную плоскость с' помощью некоторой преобразующей функции, которую в процессе решения необходимо найти. Вспомогательную плоскость выбирают такой, чтобы можно было получить наиболее простое решение. Способы определения преобразующей функции отличаются различной формой представления преобразующей функции (вспомогательной плоскости), и большинство из них известны под именами их авторов — Кирхгоффа, Н. Е. Жуковского и С. А. Чаплыгина и др.

Прежде чем перейти к рассмотрению этих способов, остановимся на существе задачи о кавитационном течении. Для решения задачи необходимо найти комплексный потенциал течения w = = ф + и1>. Основываясь на теории струй идеальной жидкости, легко представить себе плоскость комплексного потенциала. Пусть в потоке несжимаемой идеальной жидкости находится тело ЛОБ, за которым образуется отрывное течение (рис. II.3). Поток имеет линии разрыва О AM и OBN, между которыми образуется область //, заполненная газом или паром. Предположим, что в этой области, называемой каверной, газ находится в состоянии покоя (VY = 0) и давление постоянно.

В области /, занятой жидкостью, скорость и давление вверху по потоку на бесконечности постоянны и соответственно равны Vco и раз, поле скоростей непрерывно и потенциально. Положим, что каверна простирается вниз по потоку до бесконечности, т. е. обтекание происходит при нулевом числе кавитации (схема Кирхгоффа). Известно, что комплексный потенциал течения определяют с точностью до произвольной постоянной. Поэтому, принимая во внимание, что в точке разветвления потока 0 потенциал ср = О,

д)1

*

w.


w


г)

у* - Чч

Рис. II.4. Плоскость комплексного потенциала при кавитационном обтекании: а — в безграничной жидкости — по схеме Кирхгоффа;

б — в безграничной жидкости — по первой схеме М. Тулина; в — в безграничной жидкости — по второй схеме М. Тулина; а — вблизи свободной поверхности — при струйном обтекании.

мы вправе считать и функцию тока гр = 0 вдоль линий QOAM и QOBN. Так как на бесконечности (вверх и вниз по потоку) скорость имеет конечное значение V*», то потенциал ср вдоль линии тока изменяется от +оо до —оо.

Действительно, скорость V вдоль линии тока S связана с потенциалом формулой д<р

Т о ч™ •' — ¦' при Z

limV = Ve

v =


oot


ds

Следовательно, для того, чтобы скорость на бесконечности была конечна, должно быть выполнено условие ср — ±оо при z = ±оо.

Кроме того, вследствие неограниченности течения на физической плоскости функция тока тр должна изменяться также от —сю до +оо.

Таким образом, в рассматриваемом частном случае плоскость комплексного потенциала представляет собой плоскость с горизонтальным полубесконечным разрезом от начала координат в сторону положительных значений (рис, II,4, а).

При числах кавитации х 4= 0 длина разреза будет конечной (первая схема М. Тулина). В случае же замыкания каверны на параллельные стенки или окончания каверны двумя спиральными вихрями с противоположным направлением вращения (вторая схема М. Тулина) плоскость комплексного потенциала также имеет полубесконечный разрез, однако берега разреза соответствуют не только границам каверны, но и твердым горизонтальным стенкам (рис. II.4, б и в).

В случае же кавитационного обтекания тела вблизи свободной границы (при больших числах Фруда) плоскость комплексного потенциала w будет иметь кроме полубесконечного разреза линию постоянного значения г|)0, соответствующую заданной глубине погружения (рис. II.4, г).

После того как установлен вид плоскости комплексного потенциала скорости w кавитационного течения, выбирают формулу преобразующей функции (вспомогательной плоскости) и устанавливают соответствие между точками физической плоскости г и плоскости w. Рассмотрим коротко различные способы представления преобразующей функции.

1. Способ Кирхгоффа. При этом способе преобразующая функция имеет вид

Е-Н- = Т-    (“'2Л)

где V = VxiVy — комплексная скорость течения.

Если ? (оу) найдена, то

dz = t,(w)dw и z = | ? (ш)dw.    (II.2.2)

Таким образом, найден профиль каверны. Способ удобен при рассмотрении задач о кавитационном обтекании тел, границы которых состоят из отрезков прямых, так как здесь легко определить граничные значения функции.

Так как скорость на твердых границах (на участках прямых) имеет постоянное направление (угол), а на свободных границах (каверна) — постоянное значение, то на плоскости ? твердые границы изображаются в виде лучей, а свободные границы — в виде окружности.

Представим вспомогательную функцию в параметрическом виде:

где | V | — модуль комплексной скорости; 0 — аргумент функ-щга I (arg Q. "

В первом случае 0 ~ const, т, е. arg ? = const, и мы получаем уравнение луча.


Во втором | V | = const, т. е. | ? | — const, — мы получаем уравнение окружности.

2.    Способ годографа. При использовании этого способа в качестве вспомогательной выбирают плоскость годографа, а преобразующая функция имеет вид:

с._ dw

^ dz

По существу, этот способ не отличается от способа Кирхгоффа.

3.    Способ Н. Е. Жуковского. При этом способе [22] вводится новая функция со, связанная с преобразующей функцией формулой


со = In ^ = In


(И.2.4)


In


в параметрическом виде со = 1п? = In


(11.2.5)

(11.2.6)


= ln


+ /0


или


(Ук'

Н-Ш

1 dw

\ dz /

I


со =а In ? == In


в параметрическом виде соответственно:

У,

со = In ? = In

(II.2.7)


+10.


Таким образом определяются оси координат вспомогательной комплексной плоскости со.

Представление (II.2.7) удобно тем, что позволяет легко найти границы области течения на вспомогательной плоскости, основываясь на данных о форме тела и постоянной скорости на границе

каверны. Например, то согласно (II.2.5),

Re со = In

на границе каверны V = VK

поскольку (II.2.7)


--i-ln(l+x)

In


или

= In 1 = 0.

Re со


Таким образом, свободные струи располагаются либо на мнимой оси, либо на линиях, ей параллельных, а границы тела (при постоянных 0) на линиях, параллельных вещественной оси.

4. Способ С. А. Чаплыгина. Широкое применение при решении задач о кавитационных течениях находит метод особых точек. Он основан на известном представлении рациональной функции в виде произведения линейных множителей, содержащих комплексные координаты точек, в которых эта функция обращается в нуль (нули функции), и точек, в которых эта функция обращается в бесконечность (полюсы функции). Неизвестная функция имеет вид:

=    (И.2.8)

/v/ (z bi) (z b%) (z 63) . .. (z bfo)    v    '

где aXy ..., an —нули функции; bl9 bk —полюсы функции; A — постоянная.

С помощью (11.2.8) может быть составлено выражение комплексной скорости (или комплексного потенциала) физического и фиктивного течений.

В этом способе течение на физической плоскости г конформно отображается на какую-либо простую геометрическую фигуру: полуокружность, квадрант, полосу, круг вспомогательной плоскости (?). Причем отображающую функцию отыскивают в ходе решения. Обычно этот способ несколько видоизменяется.

На физической плоскости и на плоскости фиктивного течения (вспомогательной) находят особые точки (нули и полюсы). Причем, если на физической плоскости особые точки находят на основании физических представлений, например: точка разветвления потока — нуль скорости; начало потока — источник, конец потока — сток, то скорость в этих точках, согласно известным формулам, обращается в 0 и оо, т. е. в этих точках находятся нули и полюсы. Что же касается фиктивного течения, то для него особые точки, кроме того, могут появйться:

а)    как отображение особых точек течения на физической плоскости;

б)    как результат аналитического продолжения через границу простейшей области;

в)    из-за нарушения конформности в некоторых точках течения.

Соответствие особых точек физической и вспомогательной плоскостей устанавливают исходя из характерных черт течения.

Итак, составляем в общем виде комплексные скорости обоих течений — заданного и на вспомогательной плоскости:

тг-ЫО; МО-

Разделив одно выражение на другое, получим:

dw

dz __ dt __ /2(t) dt dw f± (t) dz

= /(0,


откуда

2 = 1 fW) dt-

(II.2.9) 63


При рассмотрении кавитационного обтекания тел часто используют решения краевых задач. Под краевой (граничной) задачей понимают такую задачу о нахождении функции внутри некоторой области, когда известны предельные значения функции на границе этой области.

При решении задач кавитационных течений наибольший интерес представляет задача Римана—Гильберта для полуплоскости. Рассмотрим постановку задачи. Пусть на действительной оси ох даны раздельно лежащие конечные отрезки akbk (k = 1, 2,    m),

при этом ахЬ± < а2Ь2 ... атЬт.

Обозначим через D' совокупность этих отрезков, а через D" —остальную часть действительной оси, так что D” состоит из конечных отрезков bkak+1 (k = 1, 2, ..., т — 1) и из «бесконечного» отрезка Ьта состоящего из двух полупрямых Ът < < х < оо и —оо < л; < аг (рис. II.5).

- С>0        Анг    СО

1    *    X    “

Рис. II.5. К решению краевой задачи Римана—Гильберта для полуплоскости (формула М. В. Келдыша—Л. И. Седова).

Задача состоит в том, чтобы найти функцию Ф (z) = и + iv, голоморфную в верхней полуплоскости > 0) и ограниченную на бесконечности, по смешанному граничному условию на оси ох:

, .    (    и+ па D'

?(*)= . + п

{ w+ на D .

Решение этой задачи было получено М. В. Келдышем и Л. И. Седовым [14, 29] для трех наиболее важных классов функции.

1. Решение, не ограниченное вблизи всех концов ak, bk\

(II.2.10)


Ф(2)


R{z)


ТО

-U [ ХЩЮ dx + Рт (Z)

т J хг 1 т 4


П — (г — bk); т — текущее значение коорди-k=i

-V


нат точек на действительной оси.

В случае если Ф (оо) = 0, то полином Рт (z) нужно заменить полиномом Рт_г(z).

где R(z)

2. Решение, ограниченное вблизи концов ak и не ограничен-4 ное вблизи концов bkf при условии, что Ф (оо) = 0:

<D(z) = -§ii*i--L- [ -fb/lWlL dx,    (II.2.11)>

v ' Rb (z) ni J Ra (t) (t — z)    v    '

Г m    /    m

Ra(z) = |/ n (z - ak); Rb{z) = у Д (zbk).

3. Решение, ограниченное вблизи всех концов, при условии,, что Ф(оо) = 0,

1 '2|2>

-ОО

причем в последнем случае должны выполняться условия разрешимости

оо    • •    •

\ "ят!" Т/_'Л ^ 0 (/ = !. 2. • • •> m)•

Функции (z), #а> t (z) многозначны, для полной их определенности и однозначности в точках разветвления ak и bk на вещественной оси проводится разрез и выбирается необходимая ветвь функции.

При решении плоских задач о кавитационных течениях широко используют теорему Кристоффеля—Шварца, позволяющую' взаимно однозначно и конформно преобразовать течение внутри или вне многоугольника на верхнюю полуплоскость и найти преобразующую функцию.

В случае преобразования внутренней области многоугольника теорема формулируется так: пусть в плоскости переменного w есть д-угольник (рис. II.6), внутренние углы которого равны ахк, а2я, аЗя, ..., ccrtn, где а±1 а2, а3, ..., ап — действительные числа, причем каждое из них не должно превышать двух и, кройе того,

а1 + а2 +----\~ ап = п “ 2.

Функция w= f (/), конформно отображающая верхнюю полуплоскость I (t) >0 на внутреннюю область многоугольник имеет вид

= СХ J (t - a.fi-1 (t    ...(t-    an)an~'dt    +    C„,    (11.2.13)

0

3 В. В. Рождественский    65

w

Где аг, а2, ап —точки действительной оси, ах— крайняя точка слева, ап — крайняя точка справа, соответствующие вершинам многоугольника; Сх и С2 — некоторые постоянные числа.

На рис. II.6, а, б даны обозначения вершин многоугольника на плоскостях w и t. В частном случае, когда одна из точек действительной оси, например точка ап (рис. II.6, в), удалена на бесконечность, формула примет вид:

*

= СЛ(< — cfV-1    dt    +    С2.    (П.214)

W

При рассмотрении задачи о конформном отображении внешней по отношению к контуру многоугольника области, содержа-

сскл

ССлЛ    CCfTZ

Рис. II.6. К формулировке теоремы Кристоффеля—Шварца.


в)


сспЛ~0

а, л


Я*


CLn


©


щей бесконечно удаленную точку, преобразующую функцию находят по формуле

(ta1)(Xl    . .. (tап)ап

да = СИ 1......(<-*)«- *+    (И-2-15)

Где /г — координата точки верхней полуплоскости, соответствующая бесконечно удаленной точке на плоскости w\ k—величина, сопряженная с k.

В этом случае углы измеряют так, как показано на рис. II.6, г„ а сумму }углов находят по формуле

ахп + а2п +•¦••+ апя — (п + 2) п.

Приведенные выше формулы выведены в предположении, что верхняя полуплоскость находится слева от положительного направления оси абсцисс. В случае преобразования на нижнюю полуплоскость в формулах должен быть изменен знак.

В последнее время для решения кавитационных задач применяют метод особенностей. При использовании этого метода предполагают, что на неизвестной поверхности (границе) каверны располагаются особенности (источники, стоки, диполи, вихри), интенсивность которых неизвестна. На основании граничных условий на поверхности каверны составляют уравнения, которые позволяют найти интенсивность особенностей и вызванные скорости. В общем случае эта задача нелинейна... Для частичной каверны, когда каверна заканчивается на теле, возможна линеаризация задачи: каверна считается тонкой, а граничные условия на каверне сносятся на поверхность тела.

Как извести,о, задачи гидромеханики разделяют на прямые, обратные и . смешанные. Прямая задача состоит в том, что поле скоростей и давлений при обтекании тела определяют по заданным координатам точек его поверхности. В обратной, задаче по заданным скорости и давлениям в функции выбранных координат находят форму тела. В смешанной задаче в одной области течения задается форма тела, а в другой — скорость и давление на некоторой линии тока, форма которой неизвестна.

Задача о кавитационном течении относится к числу смешанных, т. е. на контуре тела, свободном от каверны, решается прямая задача, а на границе каверны — обратная задача.

Рассмотрим сначала случай плоского течения, в котором применим метод вихревых особенностей. Поток, обтекающий плоский контур, можно представить, накладывая на основной поступательный поток возмущенный поток от системы вихрей, расположенных на контуре (см. рис. V. 10) в его плоскости, На основании известных из кинематики жидкости формул (закон Био и Савара) составляющие скорости в любой точке потока, вызываемые вихрями, расположенными на участке кривой /, определяются так: нормальная (к контуру.) составляющая

касательная (к контуру) составляющая

' 1


/

где 7 (S) — интенсивность вихревого слоя в точке контура S;

г — расстояние от точки S до произвольной точки Sx; cos (r,v t),

sin (r, t) — косинус и синус угла между касательной к контуру в точке и отрезком г.

Тогда интенсивность вихрей может быть найдена цз интегрального уравнения, для составления которого используется

условие непроницаемости, т. е. равенство нулю суммы нормальных составляющих скоростей (к контуру). Предполагая, что чскорость поступательного потока равна !/«,, получаем:

_L_ j Я08 у (5)    dS 4- sin т = 0.    (II.2.16)

I

где т — угол между касательной в произвольной точке контура S± и направлением Vоо.

Получаем сингулярное интегральное уравнение, справедливое как для замкнутых, так и незамкнутых контуров.

В случае замкнутого контура, имеющего непрерывную касательную, интенсивность вихревого слоя в каждой точке контура равна    модулю касательной    скорости течения в    этой точке,

что дает    возможность получить    интегральное уравнение Фред-

:гольма 2-го рода

У (Sj) = -i- (j) sin (/’ t]    у (S) dS + 2У„ cos т.    (II.2.17)

I

В общем случае кавитационного обтекания профиля можно рассматривать систему тело (крыло) — каверна как сложный контур, составленный из контура профиля тела (к^, свободного от кавитации; границы каверны (Г); контура, на котором замыкается каверна (к2).

Выражение (II.2.17) представляет собой интегральное уравнение Фредгольма 2-го рода, из которого определяется неизвестная интенсивность циркуляции у (S). Уравнение (II.2.17) решают методом последовательных приближений. Неизвестную границу каверны определяют по уравнению (II.2.16), в котором (S) — постоянная величина, найденная согласно уравнению (II.2.17).

В случае замены границы тела и каверны особенностями типа источников и стоков используют известные из кинематики .жидкости формулы для комплексного потенциала и комплексной скорости. Составляют выражение для суммарной скорости, .обусловленной скоростью потока, присутствием тела в потоке, а также распределенными по поверхности каверны неизвестными источниками и стоками./С помощью граничных условий на каверне составляют интегральное уравнение для нахождения неизвестной интенсивности особенностей и их распределения по телу и каверне.

При распределении особенностей вблизи тела должны быть учтены принцип аналитического продолжения и условие непро-текания.

Наиболее простые решения получают в случае тонких тел, т. е. таких тел, у которых углы, образуемые между касательными к контурам тела и каверны и осью л;, малы.

§ 3. Струйное обтекание пластинки. Решение задачи с помощью способа Н. Е. Жуковского

Рассмотрим теперь решение задачи о струйном обтекании пластинки с помощью способа Н. Е. Жуковского (рис. II.7, а). В этом случае, согласно (II.2.4), преобразующая функция имеет вид

(D — In ? = In —=Г

V

или в параметрической форме

+ *0,

In


со


dw

dz комплексная скорость течения; 0 — угол между касательной к линии тока в данной точке и осью абсцисс.

а)

где V

6)

©

в


1фа

Ьть


771

в в V

с г)

©.

— оО -7

ПТ\ 1 оо

— а»

А д

Рис. II.7, Решение задачи о струйном обтекании пластинки с помощью способа Н. Е. Жуковского: а — физическая плоскость течения; б — плоскость комплексного потенциала w; в — плоскость со.

Согласно идее способа обе функции (со и w) выражают через параметрическое переменное t, изменяющееся в верхней полуплоскости, а затем используют соотношение (II.2.4). После пре-образования перепишем:

z(*> = nMeffl(04r^    (IL3-2>

Как уже указывалось, при струйном обтекании пластинки плоскость комплексного потенциала представляет собой плоскость с полубесконечным разрезом вдоль положительной оси абсцисс (рис. II.7, б).

V

Рассмотрим теперь вспомогательную плоскость со = In

+

/0 и проследим изменение функции со на границах течения

На границах каверны |У| = VK = V», тогда функция со имеет чисто мнимые значения, а именно In

V

ln 1 = 0, со = ?0„


т. е. значения функций со находятся на мнимой оси плоскости. Аргумент же функции изменяется следующим образом:

на линии BD, как видно из    рис. II.7, в, 0    •;

на линии AD i -5- < 10 < щ.

Таким образом, может быть    найдено положение    точек    ABD

на плоскости со. На пластинке    А В скорость изменяется    от    О

до некоторого конечного значения, поэтому функция со — комплексная величина. Значение аргумента 0 на пластинке постоянно и равно:

на участке СВ — 0=0; на участке СА — 0 = я.

Таким образом, на плоскости со части пластинки располагаются: ВС — на оси абсцисс, АС — параллельно оси абсцисс на расстоянии равном л. Для дальнейшего решения задачи преобразуем плоскости w и со на верхнюю полуплоскость t. При соответствии точек, указанном на рис. II.7, г, функция w преобразуется на плоскость t с помощью формулы

w=-q)0t2,    (II. 3.3)

w везде в верхней полуплоскости — аналитическая функция. Конформность нарушается только в точках t = 0 и t = оо, так

как в первой точке = 0, а во второй = оо.

Преобразуем теперь на полуплоскость t функцию со. Как видно из рис. II.7, в, область изменения со представляет собой полуполосу, которую можно рассматривать как треугольник, одна из вершин которого — С находится в бесконечности. Для преобразования воспользуемся интегралом Кристоффеля—Шварца, рассматривая при этом отображение течения внутри треугольника на верхнюю полуплоскость (II.2.13).

Координаты точек at в (II.2.13) соответствуют рис. II.7, г».

it 1 : ах = 1; ла± = -j-;    ;

В: а2 = —1; гох2 = -^-; а2 = -^-;    (II.3.4)

С: а3 = 0; яа3 = 0; а3 = 0.

После подстановки условий (II.3.4) в (II.2.13) и промежуточных преобразований получим:

dt .

Дополнительные условия для определения постоянных Сг и С2: в точке А со (1) = in;    (II.3.6)

в точке В со (—1) = 0.

Интеграл, входящий в (II.3.5), — табличный. Его решение имеет вид:

С dt    1    . л

v —..........—    —arcsin —г + -д-.

J / V* -1    t    2

Тогда формулу (11.3.5) переписываем так:

со (/) = Сх ^—arcsin -j- +    + С2.    (II.3.7)

Подставив первое и второе условия (II.3.6) в (II.3.7), после преобразований получим:

Ci = —i и С2 = ni.    (II.3.8)

При учете выражения (II.3.7) функция со (t) приобретает вид

со(f) = In (^i arcsin+ -у-.    (II.3.9)

i

Используя известные соотношения между обратными тригонометрическими и логарифмическими функциями, получим:

со(0 = 1п (У 1 --JT +-r)+Jf-    (И-3-10)

Тождественность (II.3.9) и (II.3.10) легко проверить дифференцированием. Или, принимая во внимание, что lnt' = -~-ln— 1 =

1 .

= in, найдем:

со (t) = In 1У-j- —~ -f- ni при 0 < t < 1;

со (t) = lnпри 0 > / > — 1.    (II.3.11)

Так как in= In ein, то формулы (II.3.11) можно преобразовать к виду:

со (^) = In ein1 ^ ^ t при 0 < t < 1;

со (^) = In i—tXlzLL при 0 > ^ > — 1.    (II.3.12)

Voo dz    t

ИЛИ

V„dz    14.    V\ZIJi

dw

Из выражения (II.3.13) определяем функцию z (t), т. е. профиль каверны

В выражении (II.3.14) первый сомножитель находим согласно (II.3.13), а второй — путем дифференцирования выражения (II.3.3). После подстановки получаем:

\ 1 ~lyj —0^ dt =    Г О +/1    )Л. (П.3.15)

Сопротивление пластинки вычисляем по формуле

J <Р-л)^-тл = 2/<'’-'’«»^гтл-<п.злб) —1    1

На основании уравнения Бернулли выразим давления, входящие в подынтегральное выражение (II.3.16):

Рvto [ V

Р-Рк = Р-Рсо=--(II.3.17)

Если учесть (II.3.17), то формула для вычисления сопротивления приобретает вид 1

X = 2py0V о» J(l-    (1    +VT=l^)dt    (II.3.18)

О

Постоянную ф0 определяем по формуле (II.3.15) при заданной половине ширины пластинки I

о

7 = JL — _ 2(Ро ¦ 2

j(l +1/1 -f* )<tt =

1

— -гг*- Г /1 - t'1 dt - f dt =    (1    4.    Jl\    f

со 1    00    1    00    \    “    /


откуда

После интегрирования выражения (II.3.18) и ряда промежуточных преобразований находим

X == лрКозфо или после подстановки ф0 получаем

(II.3.20)


(II.3.21)

Коэффициент сопротивления пластинки при струйном обтекании, отнесенный к ее ширине, определяем по выражению

(II.3.22)

§ 4. Кавитационное обтекание пластинки в безграничной жидкости (по схеме Д. А. Эфроса). Решение задачи с помощью способа особых точек С. А. Чаплыгина

Методы решения плоских задач теории струй идеальной жидкости были кратко описаны в § 2 гл. II. Рассмотрим в качестве иллюстрации применение способа особых точек для решения задачи

о плоском кавитационном обтеканий пластинки, расположенной поперек безграничного потока идеальной несжимаемой жидкости. Предположим, что замыкание каверны происходит с обратной струйкой (cxeMia Д. А. Эфроса) и число кавитации х ф 0.

Задача состоит в том, чтобы при заданных характеристиках потока на бесконечности: скорости V», давлении р*>у числе кавитации х, ширине пластинки I — найти на физической плоскости форму границы каверны, поле скоростей и давлений вблизи каверны, а также сопротивление пластинки. Схема обтекания дана на рис. II.8, а.

В соответствии со способом особых точек внешнее течение на физической плоскости преобразуется на некоторую простую область вспомогательной плоскости t. В качестве такой области примем полукруг единичного радиуса (рис. II.8, б), причем, следуя [33], пластинку расположим на горизонтальном диаметре, а границы каверны — на дуге полукруга. Расположение характерных точек течения показано на рис. II.8, а и б.

Возможно иное расположение границ потока: границы каверны — на горизонтальном диаметре, пластинка — на дуге полукруга [17], что, однако, не повлияет на результат решения задачи.

т->    dw

Будем искать комплексные скорости течения на плоскости t и течения на физической плоскости используя известное представление рациональной функции в виде линейных множителей содержащих в числителе координаты точек, в которых искомая функция обращается в нуль, а в знаменателе — координаты точек, в которых функция обращается в бесконечность [нули и полюсы функции, (II.2.8)].

Применительно к течению на плоскости t и найдем нули и

полюсы функции “р Нули функции определяются критическими точками физического течения, в которых скорость обращается в нуль (точки О' и К') и в точках, где нарушается конформ-

Рис. II.8. К решению задачи о кавитационном обтекании пластинки по схеме Д. А. Эфроса: а — физическая плоскость течения; б — вспомогательная плоскость /.

ность (точки А' и В'). Полюсы находятся в точках, где располагаются особенности типа источника (стока) или диполя (точки С и ?>').

Известно, что комплексные потенциалы течений, вызванных источником (стоком) или диполем, можно представить в виде

Q 1    ч    М eia

W ~ ~2я    ^    а^’    Ш    =

а соответствующие им комплексные скорости — в виде

dw _ Q    1    dw    __М    eia

dt 2п    t    — а    ’    dt    2л    (t — а)2 9

где Q — интенсивность    источника    или    стока; М    — момент ди

поля; а — угол между осями диполя и 0х\ а — координаты источника (стока) или диполя.

Как следует из схемы течения (рис. 11.8, б), особенности располагаются следующим образом: в точке D' — сток, в точке С' — диполь. \    —:-------

Используя аналитическое продолжение. * распространим течение на всю плоскость t и найдем симметричные особые точки. На основании принципа симметрии [56] известно, что координаты точки, симметричной относительно отрезка вещественной оси, имеют комплексное сопряженное значение, а координаты точек, симметричных относительно окружности радиусом R, связаны соотношением

R* = PiPa.

где pi и р2 — радиусы концентрических окружностей, на которых расположены симметричные точки.

Для окружности единичного радиуса

Pl ”"рГ '

На основании сказанного представим теперь все особые точки течения на плоскости t (рис. II.8, б).

Таким образом, окончательно найдем следующее распределение особых точек:

нули — в точках с координатами; / = 0, t = ik, t = —i/г,

/ = -у > t =--j, t = —1,    t== 1;

полюсы    1-ro    порядка — / =    i,    t —i\

dzy ¦ = I, т. е. получаем уравнение окружности единичного

задиуса. Рассмотрев течение на физической плоскости, найдем, что нули функции находятся в точках 0 и К с координатами t = 0, t = ik.

Используя принцип симметрии, распространим течение на всю плоскость. Тогда при зеркальном отображении через окружность нули переходят в полюсы, а при отображении через вещественную ось (диаметр) нули переходят в нули.

После аналитического продолжения находим: нули функции — в точках с координатами: t — О, t = ik,

i = —ik;

полюсы — t =    , t = —y .

i    dw

Строим функцию ~-gy— по нулям и полюсам

1 dw =B t(t-ik)(t + ik)    t(t*    +    k*)    (П 4 2)

VK dz    / i \ / i \    /    1    \    \    ;

Постоянную Б находим на основании следующих рассуждений. При t = i в точке D (рис. 11.8, а), соответствующей стоку, ско-юсть на границе каверны изменяет свое направление, т. е.

.^~| ==_1. Подставляя это условие в (II.4.2), получим:

- 1 = В С. {~1+р. = — Bik2

H+i)

или

» — ___

ik2

При учете (II.4.3) формула (II.4.2) приобретает вид

1 dw _ i t(P + k2)    /ц    а    дч

*(,+?)•

Разделив (II.4.1) на (II.4.4), получим выражение для функции

dz

(t). Выполнив ее интегрирование, найдем границу каверны, а затем характеристики течения. В результате получим

*    №4    +

dt

Входящие в (II.4.5) неизвестные постоянные ?, с, А должны быть найдены на основании трех дополнительных условий.

1. Условие для скорости набегающего потока, состоящее

в том, что в точке С при t = ic скорость = 1Л». Тогда на

основании формулы (11.4.2) получим

V°°    .__t tc(—C* + *S)    feS-cS    Ш 4

VK ~    № (    „ ,    1 \    I —k*ct-

(—+?)

2. Условие однозначного соответствия г (t) в точках t = ic вспомогательной плоскости / и z = оо физической плоскости. Это условие означает отсутствие циркуляции на бесконечности. Известно, что циркуляция зависит от вычета функции, иначе говоря,

вычет функции в точке t = ic должен быть равен нулю.

Напомним, что если функцию f (г) разложить в ряд Лорана по степеням г

f (z) = Jrb_2z~2 + b-iZ"1 + b0 +

то коэффициент Ь_г называется вычетом функции. На оснований теоремы вычетов [56] условие, указанное в п. 2, сводится к равенству

( d 1 l-ГГ In t dt


' dz dt


(t-r~ ic)2 \=^0 при t = ic.    (II.4.7)


После подстановки (И.4.5) в (II.4.7) и промежуточных преобра-зований найдем

<п-4-8>

3. Условие задания ширины пластинки, которое можно записать в виде:

I

= j А (/) dt.    (И.4.9)

— 1

После разложения (II.4.5) на элементарные дроби и интегрирования в пределах от —1 до +1 находим длину пластинки, а после интегрирования по бесконечно малой полуокружности вокруг точки t = i определяем толщину струи б.

Силу сопротивления находим по формуле С. А. Чаплыгина после вычисления по (II.4.4) комплексного потенциала. Более простым оказался прием определения силы сопротивления, основанный на использовании теоремы количества движения [17].

Рассмотрим обтекание пластинки, расположенной между двумя параллельными стенками, расстояние между которыми равно 2Я. Проведем в бесконечности слева и справа от пластинки прямолинейные сечения, параллельные пластинке, и в бесконечности слева поперек обратной струйки, как показано на рис. 11.9. Давления рс, pD, скорости VCt VD связаны интегралом Бернулли

Рс-Ро=\(П-П).    (II.4.10)

Очевидно, что расход жидкости в струйке равен

qp = р2Я с — VD), где q — объемный расход.

Применим теорему об изменении количества движения к рассмотрению жидкости, заключенной между параллельными стенками, пластинкой, свободными поверхностями и прямолинейными сечениями, проведенными параллельно пластинке.

Рис. II.9. К выводу формулы (II.4.10).

Приращение в единицу времени количества движения жидкости, заключенной внутри этого контура, равно

- Vlp2H + Vlp2Н - VKqp, а результирующая всех давлений на жидкость

-X + (pc -pD) 2Н.

Приравнивая оба эти выражения при учете (II.4.10), после преобразования получим

¦ x-w(n+-S^).

В случае безграничной жидкости, когда стенки удалены в бесконечность и Vc = VD = V», находим силу сопротивления в виде

X = <7Р (VK + К.), а затем и коэффициент сопротивления

сх=~~ = ^т (\ + -jjs-):

рv\l    \

Выражая отношение через число кавитации х, найдем

" оо

Сх =    (1+1/" 1    >с)-    (II.4.11)

Входящий в (II.4.11) расход жидкости q связан с толщиной обратной струйки б формулой

q=VK б.

Результаты расчетов по формуле (II.4.11) даны на рис. 11.10. Как видно из рисунка, с ростом числа кавитации (уменьшение длины каверны) коэффициент сопротивления увеличивается.

В работе [53] рассмотрен более общий случай — обтекание пластинки под углом атаки. В этом случае на плоскости вспомогательной переменной t точки С и D' смещены относительно вертикального Сх диаметра окружности, а для определения шести постоянных составляют шесть дополнительных условий.


В [53] приводятся также результаты решения задачи о кавитацион- з ном обтекании решетки профилей.

Рассмотрим теперь несколько видоизмененную задачу об обтека- 2 нии кавитирующей пластинки поперечным потоком. Предположим, что 1 за пластинкой вниз по потоку на оси симметрии в точке L (рис. 11.11) расположен источник интенсивностью Q. Так как источник нахо-

дится в плоскопараллельном потоке, рис<    зависимость    с,    (х).

то его обтекание равносильно обтеканию полутела [65].

Вследствие симметрии будем рассматривать верхнюю половину течения. Схема течения на физической плоскости дана на рис. 11.11, а. Для решения задачи воспользуемся также способом особых точек. Преобразуем внешнюю область верхней поло

Рис. 11.11. К решению задачи о кавитационном обтекании пластинки с источником, расположенным вниз по потоку: а — физическая плоскость течения; б — вспомогательная плоскость t.

вины течения плоскости г на первый квадрант вспомогательной плоскости t (рис. 11.11, 6) так, чтобы свободные струи располагались на мнимой оси, а твердые границы потока — на действительной оси. При этом зададим положение трех точек так, чтобы на плоскости t точка D имела координату t = 0, точка

0 — t = 1, точка Аt — оо.

По аналогии с предыдущим решением построим зависимости

~ЗГ ^ и “Чг W способом особых точек, для чего найдем нули

Я полюсы функций.

Найдем особые точки функции — комплексной скорости

вспомогательного течения. Рассмотрев течение на физической плоскости (см. рис. П.11, а), мы находим:

нули 1-го порядка в критических точках /С, Я, где скорость равна нулю, с координатами t = k и t = h\

полюсы 1-го порядка в точках D (сток) и L (источник) с координатами t •== 0 и t = b соответственно;

полюс 2-го порядка в точке С (диполь) с координатой t = с. Так как функция регулярна, то воспользуемся аналитическим ее продолжением через мнимую ось. В этом случае согласно принципу симметрии нули переходят в нули, а полюсы — в полюсы.

Таким образом, после аналитического продолжения функции через мнимую ось получаем следующее распределение

особых точек:

нули: при t = k, t = —ky t = hy t =h; полюсы 1-го    порядка: при t = 0, t = b, t =    —b;

полюсы 2-го    порядка: при t = с, i —с.

Зная нули и полюсы, получим:

dw _ * (t — k)(t + k)(t — h)(t + h) dt Л t (tb) (t + b) (t — c)2 (t + c)2

яли после преобразований:

dw _ . g2-*)(*-№)    (114    12)

dt л t(P-:62)(*a — c2)2

Найдем теперь особые точки функции -^- (t). Как следует из

рис. 11.11, а, течение имеет две критические точки (скорость равна нулю) Н и К, в точке L расположен источник, а в точке С

особенность типа Yt — 1. Рассмотрим здесь также относительную

dw

скор °сть

Как уже указывалось, при решении предыдущей задачи на

dw 1    .,

= I, т. е. на плоскости годографа,

границе каверны dzy

это уравнение окружности единичного радиуса. При аналитическом продолжении через окружность нули переходят в полюсы, а полюсы — в нули. На вспомогательной плоскости t свободные струи располагаются на мнимой оси, поэтому после аналитического продолжения через нее получим следующее выражение для относительной комплексной скорости:

dw_ = в a-h).    (П.4.13)

<MVk (t + h) (t + k)lft+\(t — b)

Разделив (II.4.12) на (И.4.13), получим:

dz = A (t + h)*(t + k)*Vt+l dt ~~ У К8 t (t + by (it2 — с2) УТ=Т '

(II.4.14)


В правой части выражения (II.4.14) — шесть неизвестных параметров А, Ву h> ky b, с. Для их определения необходимы шесть дополнительных условий, причем четыре из них примем такими же, как и при решении предыдущей задачи.

1) В точке D (см. рис. 11.11) при t = 0 отношение

dw

dzVK

= —1, так как скорость обратной струйки направлена в сторону, противоположную направлению основного потока. Тогда после подстановки этого условия в (II.4.13) получим:

_1

hkb

или В = i.

2)    Условие для скорости набегающего потока. В точке t

dw _»т

После подстановки    этого условия в (И.4.13) получим:

Уоо    _    I {с — К) (с — k)Vc—    l(c + b)    (II 4 15)

Vk (c + h)(cr\-k)(c^b)Vrc+1

3)    Условие однозначного соответствия функции z (t) в точках t = ic и z — оо определяется (II.4.7).

4)    Условие задания ширины пластинки определяется формулой

00

j/ = 2 j-^-(Z) dt.    (II.4.16)

I

5)    Условие задания расстояния до источника Lx имеет вид:

ь

=    (П.4.17)

6) Условие задания интенсивности источника Q.

На рис. 11.12 приведены результаты расчетов относительных параметров каверны RK и LK при расположении за ней полутела (точки на графике), и дано сравнение с соответствую-

0,45

в

Рис. 11.12. Зависимость относительных полудлины LK — LJI и полуширины RK~ RK/t от числа кавитации


СО    Г.

о    II

V/

* I .

V/


CD °~ *

V/ ^

X '

V/*

I

о <

t> <


ю

С'-

о


<

<3


к

Q.

с


К о .С* I

VO


О


О


§ б. Кавитационное обтекание пластинки в безграничной жидкости (по первой схеме М. Тулина)

Рассмотрим пластинку АС (рис. 11.13), расположенную в потоке несжимаемой невязкой жидкости под некоторым углом атаки а к направлению скорости потока V». Предположим, что течение характеризуется числом кавитации х, каверна заканчивается двумя односпиральными вихрями в точках Е и D, за которыми образуется тонкий вихревой след, монотонно сужающийся к бесконечности. Обозначим VK—скорость на границе каверны, w = <р + it|) — комплексный потенциал скорости течения, точка В — точка разветвления потока на пластинке.

Схема течения на физической плоскости дана на рис. 11.13, а. Принята прямоугольная система координат хОу с началом в точке разветвления. При решении этой задачи необходимо найти профиль каверны, силу сопротивления и подъемную силу.


щими параметрами без полутела (кривые на графике). Как показывает рис. 11.12, а, если за каверной расположено полутело, ширина которого примерно равна ширине пластинки, то полуширина каверны для данного числа кавитации практически совпадает с полушириной каверны, образующейся при том же числе кавитации в случае отсутствия полутела [65].

На длину каверны при малых числах кавитации расположение за ней полутела влияет незначительно, но при увеличении числа кавитации (уменьшение длины каверны) влияние усиливается. Так, например, при х = 0,5 (рис. 11.12, б) присутствие полутела приводит к сокращению длины каверны по сравнению со случаем Q = О на 12%, если полутело далеко от каверны

(    ~ 5*^8), и на 22%, если расстоя

ние от конца каверны до полутела составляет 0,085 длины каверны.


Кроме физической плоскости рассмотрим еще две: плоскость комплексного потенциала скорости w и плоскость функции

Н. Е. Жуковского со. Как указывалось в § 2, функция со связана с комплексной скоростью V и скоростью на границе каверны VK соотношением:

<о = In ? = In == In JpP- е~ = ln . (II.5.1)

7*

Рис. 11.13. К решению задачи о кавитационном обтекании пластинки в безграничной жидкости (по первой схеме М. Тулина): а — физическая плоскость течения z; б — плоскость комплексного потенциала до; в — вспомогательная

плоскость t.

Из выражения (II.5.1) видно, что ¦= ? представляет собой

преобразующую функцию, зная которую, а также комплексный потенциал, легко построить профиль каверны по формуле

z=v7Jt*    '5'2)

Плоскость комплексного потенциала рассматриваемого течения представляет собой плоскость с конечным разрезом вдоль положительного значения оси ф (рис. 11.13, б). Такое представление возможно в случае предположения, что потенциалы скорости в точках Е и D равны ф? = фд, а также равны аргументы 0? = = 0/>

Преобразуем конформно плоскость w на некоторую вспомогательную комплексную плоскость t (рис. 11.13, в) так, чтобы выполнялось следующее соответствие точек: точка В: wB = 0, t — 0; точка С: wc = exp (2ш), t — —1; точка D: wD = ф0, t — оо.

Связь между ш и t установим при помощи интегрального соотношения Кристоффеля—Шварца. Разрез ABCD вдоль оси ф комплексной плоскости w примем за четырехугольник, внешность которого преобразуем на верхнюю полуплоскость t [формула

(II.2.15)].

В соответствии с рис. II. 13, б ив найдем для нашего случая коордииаты at и at:

точка А: агп — я, аг = 1, а1 = tA; точка В: а2я = 2jt, а2 = 2, а2 = 0; точка С: а3я = я, а3 = 1, а3 = —1; точка D: а4я = 2я, а4 = 2, а4 = оо.

Подставим эти координаты в (II.2.15), учитывая следствие теоремы, касающейся случая ai = оо:

I w = C1    +-Са.    I    (II.5.3)

о

После замены переменной и последующего интегрирования получим:

= ill f ^ (^2 Н" ^2)    |    г*    _ _ Ci \. Г» /Ц с 4v

w    2    J (*2 + 62)2    Т 2    2(/2 +19? “И 2*    Щ.0.4)

Постоянные и С2 найдем исходя из граничных условий:: в точке    В    w .    =    0 и t = 0;

в точке    D    w    =    фд и t = оо.

Подставляя эти значения в (II.5.4), получим^два уравнение для определения Сг и С2:

~ ~2\si и С2 ~ ф^.    (II.5.5)

^ После подстановки (II.5.5) в выражение для потенциала скорости (II. 5.4) получим:

откуда t = k (_^-)1/2.    (Ц.5.6)

Входящий в (II.5.6) потенциал ф^ находится исходя из граничных условий в точке С. После их подстановки в (II.5.6) получим Фо = 1 + /г2.

Согласно (II.5.1) функция о представляет собой комплексное число:

® = In -ЦР— г'0,    (II.5.7)

Reco^ln-Щ-, а Imco =—0.

тде


V к

Рассмотрим теперь изменение функции со на действительной оси полуплоскости t и на отдельных ее участках. Запишем известные граничные значения функции со:

| при    tA< t < оо    | у| = и Reco = In 1 = 0;

при    0 < ttA    Im со = —(я — а) — а — я;

при —1 < t < 0 Im со = —(—а) — а;

при    —оо < t <    —1    | V\VK и Reco = In 1    =0.    (II.5.8)

Таким образом,    на вещественной оси для функции со (t) за

даны смешанные граничные условия, которые позволяют найти эту функцию на основании решения краевой задачи Римана— Гильберта для верхней полуплоскости. Здесь мы предполагаем, что функция со (t) на концах ak bk не ограничена, однако ограничен интеграл от со (t). Задачу можно решить при помощи формулы (II.2.10) Келдыша—Седова, приведенной ранее в § 2 гл. II,

R (т) g (т) т — t


ш J


dx Рт (t)


(II.5.9)


R(t)


где я(т)= Reco (т) на отрезках ak bk\ g (т) = i Im со (т) на отрезках bk ak+lJ х — переменная интегрирования.

Полином Рт (t), входящий в решение, принимается в виде степенного ряда

Рт (0 — A-mtm + Am-4“ ••• + А>-В дальнейшем при решении задачи согласно [85] ограничимся только одним членом ряда А0. Как следует из рис. 11.13, вещественная ось, ограничивающая верхнюю полуплоскость t [см. обозначения формулы (11.5.9)], имеет три отрезка: —ооbly bxai, щоог причем Ьх = —1, ах = tA. При учете сказанного формула для определения функции со (t) получает вид:

(II.5.10)


со (t)


R(t)


т J %~t    10


где

м - У


R


(т+ 1) (X — tA)


т=У ¦


При составлении функции R (t) ветвь разреза действительной оси принята в интервале —1 < ttA. Интеграл, входящий в формулу (II.5.10), может быть представлен как сумма интегралов с пределами, равными координатам соответствующих точек на вещественной оси t. Однако, так как g (т) на отрезках (— оо

—1) и (tA сю) равны нулю, то равны нулю также первый и последний интегралы этой суммы. Учитывая сказанное, после подстановки в (II.5.10) граничных условий (II.5.8) и дальнейших преобразований формула (II.5.10) примет следующий вид:

dx

V(t+ 1)    т)    (X    —    t)

— 1


у-

-f


(II.5.11)


H- Ao


V(X+\) (U T) (T — t)


dx


В формуле (II.5.11) неизвестны tA и Л0, а в (II.5.6) неизвестна k — координата бесконечно удаленной точки на плоскости t. Таким образом, для решения задачи необходимо иметь три дополнительных уравнения.

1. Первые два уравнения могут быть получены исходя из условия, что для скорости набегающего потока при t = ik модуль

скорости    =    Vcoy аргумент 0=0. Учитывая это условие,

получим на основании (II.5.7):

dw


Re со (ik) = In


VKdz


= — -=• In (1 +x);


Im co (ik) = 0.

(II.5.12)


2. Третье уравнение получим исходя из условия замкнутости системы тело—каверна. Известно, что расход жидкости при истечении из какого-либо замкнутого контура С пропорционален

функции тока ^ или Im (j)c Z>(z) dz, где ? =

Разложение функции ? в ряд Лорана по степеням z показы-вает, что для больших значений z функция ? имеет те же особенности, что и функция со. Поэтому условие замкнутости имеет вид:

Im (j) ?dz = Im (j) со dz = Im (j) (odw = 0

или

Im (j) со (t) dt = 0.    (II.5.13)

Входящую в (11.5.13) производную вычисляем путем дифференцирования (11.5.6) no t:

dw __    2k2(k2+l    )t

2k2 (k2+\)t (t2 + k2)2


dt ~ tf + ik)*(t — iky

az


После разложения со (t) в ряд в точке t = ik при помощи теоремы вычетов третье дополнительное условие приобретает вид

Im

Оно получено в предположении, что поток на бесконечности не возмущен.

Условия (II.5.12)—(II.5.15) приводятся к трем уравнениям [85], линейным относительно In (1 + х), а, и Л0, но нелинейным относительно tA и k. Поэтому в [85] эти зависимости представлены в виде графиков tA (k) при постоянных значениях а, х и А0. Без потери общности примем скорость на границе каверны VK = = 1 м/с. Тогда для обтекания наклонной пластинки выражение для функции оо (it) (11.5.11) после интегрирования приобретает вид:

.0) (/) = fa 4- In ¦    =-7    ==== • + А0 V(tAt) (1 +1). (II.5.16)

V tA~t+V tA(\ + t)

Формула (11.5.16) дает возможность определить длину пластинки, коэффициенты подъемной силы и сопротивления, профиль каверны. Так, на основании (II.5.2), (II.5.14) и (II.5.16) после преобразований найдем длину пластины

I = 1Р (-Ь tA)y

где

м

Ak2 (k2 + 1)

X


X exp [— A0V(tA — t)(l +

Для определения коэффициентов подъемной силы и сопротивления воспользуемся первой формулой С. А. Чаплыгина [68]. Гидродинамическая реакция, действующая на пластинку:

zc

R = X + iY = — i $(P-Pjdz

ZA

или на основании уравнения Бернулли

R = X + iY = — iL j (у| - у*) dz.

Принимая во внимание, что

r .    ^    2Г

* А

+    —/(1) J (* с)    (П.5.17)

— I

где ? = ¦    ;    ?    —    величина, сопряженная ?.

uZ Г к

Рис. 11.14. Зависимость коэффициента подъемной силы Су от числа кавитации х.

-теоретические результаты (по формулам, приведенным

в § 5 гл. II).

д —а = 20°; ? —а — 15°; •, У — а = 10° (экспериментальные

результаты).

После разделения в (II.5.17) вещественной и мнимой части найдем:

С* = (1 +/c)sina, Су = (1 +/с) COS а,    (II.5.18)

Ic=    1Л{-^+(-Ц^)^ + ^л(^-^)(1+0 X

X exp 0 V(tA 0(1 + 0] }    +    ¦

Для определения профиля каверны используют (II.5.2) иг.

(II.5.16).

На рис. II. 14 приведены результаты расчетов коэффициента подъемной силы С„ по изложенной выше теории [формула (И.5.18)].

§ 6. Кавитационное обтекание пластинки вблизи свободной повзрхности (по второй схеме М. Тулина)

Рассмотрим случай обтекания пластинки АС при больших числах: Фруда, когда вызванная продольная скорость на свободной поверхности равна нулю.

Пусть пластинка расположена на некоторой глубине Н под свободной поверхностью с углом атаки а к направлению потока.

Примем в качестве модели обтекания вторую схему М. Тулина, в которой каверна заканчивается двумя двухспиральными вихрями (рис. II. 15). Скорость на границе каверны равна VK, в точках Е и D происходит скачок скоростей от VK до Vx. Для упрощения задачи предположим, что в точках Е и D потенциалы скоростей равны срЕ = cpD.

По аналогии с решением задачи, рассмотренной в § 5, преобразуем с помощью конформного отображения плоскость комплексного потенциала w на верхнюю вспомогательную полуплоскость t. Затем исследуем поведение функции Н. Е. Жуковского о> на действительной оси этой плоскости и найдем на ней граничные .значения функции.

Используя в дальнейшем решения краевой задачи Римана— Гильберта с помощью формулы Келдыша—Седова по смешанным краевым условиям на действительной оси, построим выражение функции со.

Для этой задачи плоскость комплексного потенциала представляет собой плоскость с полубесконечным разрезом вдоль положительной вещественной оси, а свободная поверхность может быть представлена линией, параллельной этой оси, определяемой постоянным значением функции тока \f>0. Последнее, в свою очередь, зависит от глубины погружения пластинки (рис. 11.15, б). -Область течения между границей IF и берегами разреза FBI представляет собой многоугольник, у которого два угла (при вершинах / и F) равны нулю.

Конформно преобразуем эту область плоскости w на верхнюю полуплоскость t так, чтобы все границы потока лежали на действительной оси (рис. II. 15, б). Для установления связи между плоскостями воспользуемся интегралом Кристоффеля — Шварца {преобразование внутренности многоугольника на верхнюю полуплоскость) [формула (II.2.14)].

В соответствии с рис. 11.15, б, в найдем at и at многоуголь

лика для

рассматриваемого случая:

точка

В:

ах = 0; ах =

2;

точка

А:

^2 ^Л» а2 “

1;

точка

Е:

а3аз ~

1;

точка

F:

а4 = р; а4 =

0;

точка

С:

аь = —1; а5 =

1;

точка

D:

a.Q = tа6

=

l;

точка

/:

а7 = ± °°i ос7

=

0.

но

б)

1тш=ос

“7 ilfux> Bew-a

Рис. 11.15. К решению задачи о кавитационном обтекании пластинки вблизи свободной поверхности (по второй схеме М. Тулина): а — физическая плоскость течения; б — плоскость комплексного потенциала; в — вспомогательная плоскость t.


-775

B A ? llmw=<x~n


Подставляя эти выражения в интеграл Кристоффеля—Шварца 1формула (II.2.14)], получим:

~~ Cl J Т=т dt

w


или после интегрирования

w = С± It +р ln(f — Р)] +С2.    (II.6.1)

Неизвестные Сг и С2 найдем исходя из граничных условий. Из рис. II. 15 видно, что в точке В (критической точке потока) w = 0. Это условие сохранилось и на плоскости ty т. е. w (t) = 0 при t = 0. С учетом этого выражения формулу (И.6.1) можно представить в следующем виде:

сх ip in (—pj] + е2 = о,

откуда устанавливаем связь между Сх и С2:

С2 = -С,р In (—Р).

Подставляя это условие в исходную формулу (11.6.1) и выполняя преобразования, находим:

Q [f +рIn (l.-•?)].    (II.6.2)

w ¦¦


Найдем теперь постоянную Сг. Рассмотрев течение на плоскости t, установим, что при обходе точки F (/=Р) по полуокружности бесконечно малого радиуса и переходе с прямой IF на прямую EF на плоскости w (см. рис. II. 15, в) комплексный потенциал изменяется на заданную величину i%.

При этом аргумент точки F изменится на величину я.

Тогда

гф о = Сг Р 1п е~1п = — CjPm,

«откуда

с, —(11.6.3)

Подставляя (II.6.3) в выражение для комплексного потенциала (II.6.2), окончательно найдем:

-*[, + |>l„(l -¦?)].    (П.6.4)

W :

Рассмотрим теперь изменение функции со = In    на    Дей-

-ствительной оси плоскости t. Представим со в параметрическом виде:

Найдем граничные значения функции со на отрезках вещественной оси верхней полуплоскости t (рис. 11.15, в):

— сю < / < tD\ Re со := In = In 1 = 0;

V 00

tot <    1; Re со = In -y^ = Y In (1 ~f x);

—1 < t < 0; Im со = a;

(II.6.5)


0 < ttA\ Im со = a — я;

tA<t< tE\ Reco = j ln (1 + x);

tE < t < $; Re со = ln 1 = 0; P < t < oo; Re со == ln 1 = 0.

Здесь, как и в предыдущем случае, надо найти функцию со (/) в верхней полуплоскости по смешанным граничным условиям на вещественной оси t.

Воспользуемся (II.5.9). Как следует из рис. 11.15, в, если исключить отрезки, содержащие нулевые граничные условия, на вещественной оси останутся три отрезка: —оо bu Ь1а1, ахоо, причем Ьг = — 1, аг = tA.

Найдем функции R (t) и R (т), входящие в формулу Келдыша— Седова (II.5.9):

RV)=* ]/

При составлении функции R (/) разрез сделан в диапазоне

1 < t < tA.

После подстановки этих значений в (II.5.9) с учетом граничных условий (II.6.5) получим

—1


fD

0    *A

0

—1


П J 0


+ 4-1П0+К) j

+ Л . (II.6.7)


V (T+l)( tA—x) (T-0

A


входящий в (II.6.7),


Интеграл типа определяют согласно [15].

После интегрирования (II.6.7) и промежуточных преобразований найдем:

Vu-.-Vw+c, , i , (\-tA + 2tD)t + (\-tA)tD-2tA .

со (?) = ia -f- In-


~f x) я-(-arcs in

(1 + <л)

2^)/+(l-^)    —    2/д

(1 -tA +


(tE-t) (l +iA)    J'    (И.6.8)

Как следует из (II.6.4),(II.6.8), выражения для co(t)nw (t) имеют пять неизвестных постоянных tA, tE, tD>A, р, для определения которых необходимо составить дополнительные пять условий. Первое условие легко получить исходя из заданного соответствия точек С при конформном преобразовании: при t = —1, w = 1. Подставляя это условие в (II.6.4), найдем связь между функцией тока г|)0 и параметром р. После преобразования получим:

яр

arcsin

(II.6.9)

I — р In (I + 1/Р) *

Учитывая принятое допущение о том, что потенциалы скорости в точках Е и D равны, найдем на основании (II.6.4) второе условие в виде -

¦ -т+'Ч'-тЬт + 1"(1-т)-    (II6'I0>

Заметим, что функция со может иметь только логарифмическую особенность. Поэтому все отрицательные значения j исключаются. Кроме того, вдали от профиля со = 0, что исключает все положительные значения /. Таким образом, любое Ав (11.6.7) равно пулю.

Для получения двух недостающих уравнений используют условие о том, что поток жидкости на бесконечности горизонтален. Это означает равенство нулю аргумента функций в точках F и /:

Im [со (Р)] = Im [со (оо)] = 0;    (II.6.11)

Re [со (Р)] = —V2 In (1 -f х).

Учитывая (II.6.8) и (II.6.11), получим два недостающих уравнения:

In (1 + х)


1

2/(1

-\~ tD) {^D

*a) (i + P) (P-

tA) +

(in

+ 0

t A + 2/d)

P — (1 — tD

-2 tA

L

(tD

P) (1 + tA)

J

2/(1 + tE) (tE - т (1 -f- РЯР - tA) + (1 - tA -Г 2w p + ..._ + (1—t A) tE - 2tA_ _



In


я

2


= 0;


+ «+ —


(P-^).(l + ^)

P (1 — tA) — 2^4


P (1 + tA)


arcsin


2 l/*(I -f- tp) (iptA) -j- (1 Ia~h 2tp)

- (1 + tA)

•jln(l +x)jln 4- In


+


2 V(l + tE) Ш=Щ + (l-tA + 2tE)

1 +tA

n ,    .    /1 — tA \

T + arcsin (тттг)

0.


+ a-


При выбранных значениях x, а и ^ уравнений (II.6.9) — (IТ.6.13) вполне достаточно для определения параметров tEy tp> tAy Р- Однако вследствие того, что каждое из уравнений транс-

Рис. 11.16. Результаты расчета на ЭВМ. Зависимость Су/a 0фо//) при постоянных значениях относительных погружений НЦ.

ос

2,2

2,0

7.6

7.6 1,*

12.


И

const

1,5

2/ 2,5

3,0

ч \

ч Ч

РЧ—-Ч

jz=io°

i

..................i .

. J.........-...............

цендентно и нелинейно относительно переменных, используем графоаналитический метод решения в соответствии с [86]:

1)    из (II.6.9) находим р и строим график a|)0 ((5);

2)    используя ряд значений tA и tDi решаем уравнения (II.6.12), (II.6.13) относительно In (1 -f-х) и а. В каждом случае tE находим из (II.6.10) для данных значений tD и р и строим

зависимости    ;

3)    строим график зависимости а и х в функции от tA и tD при i])0 = const.

При известных значениях параметров tA, tDi tE и p уравнение (II.6.8) решается численными методами на ЭВМ.

После определения функции Н. Е. Жуковского со вычисляем комплексный потенциал течения, а затем по формуле С. А. Чаплыгина находим коэффициенты сопротивления и подъемной силы. Формулы для их определения аналогичны приведенным в § 5 этой главы.

На рис. 11.16 приведены результаты расчетов относительного коэффициента подъемной силы для пластинки CJa в зависимости от значений функции тока г|)Jl при х = 0,075 и разных значениях погружения HU (I — длина пластинки).

2    ПРОЦЕССЫ

И ЯВЛЕНИЯ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ Г Л А В А    ПЛАСТА

Понятие призабойной зоны пласта (ПЗП) несколько неопределенно и относится к вскрытой части пласта (обсаженной, зацементированной и перфорированной или остающейся открытой). Глубина зоны (по радиусу от центра скважины) также не определена, но подразумевается, что она может составлять от метра до десятков метров. В практике, под ПЗП подразумевается зона пласта, подверженная воздействию извне, дренированая и активно работающая.

Призабойная зона скважины — понятие более широкое: в него входит зона, большая, чем толщина продуктивного пласта. О формировании этой зоны необходимо позаботиться перед вскрытием продуктивного пласта. Ее и особенно ПЗП необходимо формировать с учетом сохранения естественной проницаемости. Должны быть предприняты специальные меры предосторожности и использованы буровые растворы, чтобы предотвратить гидроразрыв пласта и сохранить его гидрогазодинамическую характеристику.

В промысловой практике используют различные варианты вскрытия пласта скважиной как бурением, так и перфорацией. Продуктивный пласт может быть вскрыт бурением полностью или частично. В свою очередь, полностью вскрытой бурением пласт может быть только частично вскрыт перфорацией. Перфорация скважин проводится с различной плотностью перфораторами с отличающейся пробивной способностью, в результате чего диаметр отверстий в колонне и длина каналов могут иметь различные значения.

На приток жидкости к скважине существенно влияет ухудшение проницаемости призабойной зоны во время вскрытия пласта. В некоторых случаях может проявлять себя неоднородность вскрытого пласта. Указанные факторы определяют гидродинамическое несовершенство скважины, от которого зависит ее продуктивность.

Различают три вида несовершенства скважин: по степени, характеру и методу вскрытия. Скважина считается несовершенной по степени вскрытия, если пласт в ней вскрыт не полностью в процессе бурения (рис. 2.1, б) или перфорацией (рис. 2.1, г). Скважина является несовершенной по характеру вскрытия (рис. 2.1. g), если совокупность плотности перфорации, диаметра отверстий и глубины каналов не обеспечивает притока к скважине без дополнительных сопротивлений. Скважина считается несовершенной по методу вскрытия (рис. 2.1, •), если проницаемость призабойной зоны отличается от проницаемости удаленной зоны пласта.

а    б    в    где


Рис. 2.1. Гидродинамически несовершенные скважины


Заметим, что проницаемость призабойной зоны может быть ниже (ухудшена) и выше (улучшена), чем у удаленной зоны. Ухудшение связано с действием различных отрицательных факторов, а улучшение достигается проведением эффективных методов воздействия на пласт, например, соляно-кислотных обработок, гидроразрыва пластов и др.

Скважины могут обладать одним, двумя или всеми тремя (рис. 2.1. е) видами несовершенства.

Гидродинамически совершенной (рис. 2.1, а) следует считать такую скважину, в которой продуктивный пласт вскрыт полностью, и бурением, и перфорацией, отсутствуют дополнительные сопротивления притоку в фильтре, а проницаемости призабойной и удаленной зон пласта имеют одинаковые значения.

2.1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ТЕОРИИ ФИЛЬТРАЦИИ

Бурение нефтяных и газовых скважин неизбежно сопровождается различными физико-химическими процессами взаимодействия бурового раствора со слагающими стенки горной выработки породами. К этим процессам относится фильтрация, диффузия, теплообмен, капиллярная пропитка и др. Один из наиболее существенных процессов взаимодействия бурового раствора с окружающими скважину породами — фильтрация, которая определяет опасность возникновения поглощений бурового раствора и нефтегазоводо-проявлений, глинизацию стенок скважины, кольматацию приствольной зоны продуктивных пластов, суффозию в фильтровой зоне скважины в процессе вызова притока и последующей эксплуатации, разуплотнение и набухание глинистых отложений и многие другие явления, существенно влияющие на качество буровых работ и безаварийные условия проводки скважин. Для создания научно обоснованных приемов предотвращения ряда осложнений, достижения эффективных результатов при вскрытии и освоении пластов, реализации процессов бурения с минимальными противодавлениями на пласты необходимы количественные зависимости, описывающие движение жидкостей и газов в пластах, изучение которых составляет предмет теории фильтрации.

2.1.1. ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ

ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

Движение жидкостей в пористой среде называют фильтрацией. Пористые среды или материалы — это твердые тела, имеющие в достаточно большом количестве пустоты, характерные размеры которых малы по сравнению с размерами тела. Структура пористых материалов может быть весьма разнообразной. Так, самые малые пустоты, в которых силы молекулярного взаимодействия жидкости с твердыми стенками весьма велики, называют молекулярными порами. Противоположностью им являются поры, в которых движение жидкости лишь весьма незначительно зависит от взаимодействия со стенками, и их называют кавернами. Полости, занимающие промежуточное положение между кавернами и молекулярными порами, называют просто порами. Поры могут быть сообщающимися и несообщающимися. Первые образуют активное поровое пространство — открытую пористость, а все поры — общее поровое пространство — общую пористость.

Наиболее важная характеристика пористых материалов — пористость, т.е. доля объема, приходящаяся на поры, m = = Vj/V, где Уп — объем пор; V — объем тела. При этом пористость можно также разделить на активную и абсолютную, или полную.

Пористость измеряется различными способами. Наиболее простые способы измерения абсолютной пористости — прямой и способ измерения плотности. По первому измеряют объем образца, для чего образец покрывают водонепроницаемым покрытием и определяют объем вытесненной воды, а затем, измельчив образец, измеряют объем твердой фазы. По второму же способу определяют объем и плотность образца, а затем объем и плотность материала образца. Тогда из условия ро^ = pMVM имеем m = 1 — ром, где индексами "о" и "м" обозначены образец и материал образца.

Для измерения активной пористости обычно используют метод нагнетания ртути или пропитки водой. По первому способу образец помещают в сосуд с ртутью и определяют его объем по изменению уровня, так как ртуть не смачивает образец. Затем увеличивают давление в сосуде, и вошедший в образец объем ртути определяет объем активного порового пространства. При этом объемом сжатого воздуха пренебрегают, что является недостатком метода. По второму способу, широко распространенному в нефтяной промышленности, используют свойство чистых горных пород хорошо смачиваться водой. Образец, из которого откачан воздух, погружают в воду, и примерно через неделю его активное поровое пространство целиком заполняется водой. Определив его массу, получим

m = (М' — Mj/Vpj,,

где М' — масса образца с водой; М — масса сухого образца;

V — объем образца с водой; рр — плотность воды.

Пористость (в долях ед.) для различных материалов колеблется в достаточно широких пределах:

Песчаники..

0,08 — 0,38 0,04 — 0,10 0,03 — 0,48 0,02 — 0,7 0,37 — 0,47 0,37 — 0,50


Известняки.

Глины...........

Бетон............

Кварцевый порошок Рыхлые пески..............

Для реальных пластов — коллекторов нефти и газа значения пористости обычно находятся в пределах 0,15 — 0,22 с возможными отклонениями в ту или другую сторону.

Поток жидкости, движущейся в пористой среде, можно характеризовать его объемным расходом Q. При этом отношение его к площади поперечного сечения потока S есть скорость фильтрации v = Q/S.

Эта скорость — фиктивная величина, так как жидкость движется лишь по активному поровому пространству и фактическая ее скорость будет больше V. Если площадь просветов в сечении пористой среды обозначить через Sw то фактическая скорость

где n = S/Sп — просветность.

Наряду с этим для элементарного объема пористой среды между сечениями на расстоянии dx, через который протекло количество жидкости dV = Qdt, имеет соотношение mSdx = = Qdt или w = dx/dt = Q/mS = v/n, т.е. v = nw. Следовательно, получаем v/m = Q/Sп или m = S/Sm т.е. отношение площади просветов к площади сечения образца равно пористости. На этом основании построены микроскопические способы определения пористости.

В теории фильтрации рассматривается скорость фильтрации, для которой по результатам экспериментальных исследований устанавливают математические модели течения. Эти модели, или законы, фильтрации характеризуют связь между потерями напора при движении жидкости в пористой среде, ее свойствами и параметрами жидкостей.

Одним из основных законов фильтрации является закон Дарси, который записывается для одномерного течения в виде

Q = k * p1 _ p2 + Y

S п) l


V = —


где к — коэффициент проницаемости пористой среды; п,

Y    — соответственно вязкость и плотность фильтрующейся жидкости; р1, р2 — давление соответственно в сечениях 1 и 2, отстоящих на расстоянии l друг от друга; z1, z2 — высоты положения соответственно сечений 1 и 2.

В дифференциальной форме для одномерного фильтрационного потока и при пренебрежении силами тяжести закон Дарси имеет вид

V    = _kdp = _ к Р2 _ Р1 а в многомерном случае

v = _ k gradp, п

где х2 — х1 = dl — расстояние между сечениями 1 и 2 вдоль оси абсцисс.

Знак минус в этих выражениях указывает на противоположность направлений скорости фильтрации и градиента давления.

В приведенных выражениях фигурирует характеристика нового свойства пористой среды — коэффициент проницаемости, который имеет размерность площади

k = [v НпШ ] = мс--1 • Па • с •м = м2 [Р]    Па    '

Под проницаемостью пористой среды понимается свойство пропускать через себя жидкость или газ под действием приложенного градиента давления, т.е. это проводимость пористой среды по отношению к жидкости или газу.

Для газа при изометрическом течении и пренебрежении его массой в одномерном случае закон Дарси имеет вид

V = Q = k Р12 _ р2 (1 +    2b -,

S п 2P2l * Р1 + Р2-'

где b — константа, являющаяся характеристикой газа в пористой среде. Сомножитель (1 + ———-, введенный Клинкен-

)    Р1 + Р2 )

бергом, учитывает эффект скольжения газа вдоль стенок пор (эффект Клинкенберга), который проявляется при небольших давлениях, и в этом случае коэффициент проницаемости по жидкости kj, = k(1 + b/р), где р = (р1 + р2)/2 — среднее давление газа в фильтрационном потоке.

Следует отметить, что коэффициент проницаемости измеряют обычно с помощью газа. При этом необходимо проводить измерения при нескольких значениях среднего давления, что позволяет установить константу b в экспериментах согласно закону Дарси. В координатах 2Qр2l/S( р^ _ р^) и 2(р1 + р2) экспериментальные данные должны ложиться на прямую, отсекающую от оси ординат отрезок k и имеющую тангенс угла наклона kb.

Следует отметить, что при течении жидкости через пористую среду, которая насыщена пластовым флюидом, проницаемость зависит от насыщенности им пористой среды. Так, относительная, или фазовая, проницаемость для воды и нефти в зависимости от водонасыщенности представлена на рис.

Рис. 2.2. Изменение относительной или фазовой проницаемости для воды (1) и нефти (2) в песчаном коллекторе в зависимости от водонасыщенности


Водонасыщенность


Рис. 2.3. Кривые фазовой проницаемости нефти в тройной    системе типа

нефть - вода - газ


2.2. При таком течении для каждой из фаз справедлив закон

Дарси, но его следует записывать в виде

- = k тмk dP = k dP

V —    —    ф    <

п dl    ф    dl

где kф = krMk — относительная, или фазовая, проницаемость.

Относительные проницаемости не могут быть больше единицы, но и сумма их для двухфазных систем не при любом значении насыщенности равна единице. Значения фазовых проницаемостей зависят от типа пористой среды, насыщающих жидкостей и числа фаз. Так, для тройной системы вода — нефть — газ фазовые проницаемости для каждой из компонентов представлены на рис. 2.3.

Течение жидкостей сквозь пористую среду подчиняется закону Дарси при малых скоростях течения, значение которых удовлетворяет, по В.Н. Щелкачеву, следующему условию:

пт2,8

где левая часть неравенства носит название числа Рейнольдса Re и в нем р — плотность жидкости. При нарушении указанного условия линейный закон фильтрации нарушается, поэтому используют законы вида

(р1 — р2)/1 = aQn

или

(р1 — р2)/1 = aQ + bQ2.

При n = 2 зависимость между расходом и градиентом давлении выражается законом Краснопольского — Шези

(р1 — р2)/1 = aQ2 или Q = V(Р1 _ Р2)/ al,

а при п = 3/2 — законом фильтрации Смрекера.

Двучленная зависимость, представляющая собой закон Форхгеймера, в последнее десятилетие находит большее распространение, чем степенная. Коэффициенты как в степенной, так и в двухчленной зависимости не являются коэффициентами проницаемости — это некоторые размерные параметры течения, зависящие от свойств жидкостей и пористой среды. Законы типа Краснопольского — Шези, Смрекера и Форхгеймера не обладают универсальностью закона Дарси, но они охватывают область течений в трещинных и порово-трещинных коллекторах. Для описания течения жидкости в поглощающих пластах указанные зависимости оказываются весьма полезными. В.М. Мищевичем была предложена формула

Q = k^^/Ap + k2Ap + k3(Ap)2,

охватывающая течение в трещинной или кавернозной (первый член), среднепористой (второй член) и мелкопористой (третий член) средах.

Коэффициенты приемистости k1, k2 и k3 находятся по результатам исследования скважин — по индикаторным кривым Ар — Q.

Для практики бурения представляет интерес обобщенный закон Дарси, который охватывает течение вязкопластичных жидкостей в пористой среде и записывается (А.Х. Мирзад-жанзаде) в виде

-    k ( G +

V    = — i1 _i—j |gradP'

п *    |gradp,

где G — начальный градиент давления для пористой среды, при которой начинается движение жидкости в ней. Для обобщенного закона Дарси v = 0 при |gradp| < G и v > 0 при |gradp| > G. Для одномерной фильтрации обобщенный закон Дарси можно записать в виде

V    = k ap _ АРо

п l

где А р — текущий перепад давления; Ар0 — перепад давления, необходимый для преодоления предельного напряжения сдвига в пористом образце длиной l.

Значение Ар0 определяется по формуле

Аро = а^,

л/k

где т0 — предельное напряжение сдвига для вязкопластичной жидкости; а — постоянный коэффициент, равный (155 — 180) • 10 — 4; k — коэффициент проницаемости.

В соответствии с указанным для вязкопластичной жидкости т0 можно записать в одномерном случае

ал/ kT


kAp

-    = , -'

п!    п

т.е. при р > р0 жидкость будет течь в пористой среде. Указанная зависимость позволяет найти глубину проникновения вязкопластичной жидкости в пористую среду при перепаде р.

Жидкость остановится после проникновения на расстояние L, определяемое из условия

v = kAp aVkT7 = 0 nL п

т.е.

L = Ар/k

aT 0

Рассматриваемые законы фильтрации позволяют получить количественные характеристики движения жидкостей и газов в пластах в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.

2.1.2. ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В ПЛАСТАХ

При рассмотрении движения жидкостей и газов в пластах, представляющих собой проницаемую среду, необходимо знать характер изменения давления в точках пласта и на его границах, а в особенности на стенках скважины, а также расход пластовых флюидов через какие-либо ограничивающие поверхности.

При бурении это представляет интерес с позиций оценки процессов газоводонефтепроявлений, поглощений, проникновения бурового раствора в продуктивные пласты, ухудшения проницаемости призабойной зоны и др.

В самом общем случае уравнение движения в неизменяемой пористой среде для жидкостей и газов, подчиняющихся закону Дарси, в прямоугольной системе координат 0xyz, согласно Л.С. Лейбензону, имеет вид

2

д ( kp др + + _д_ ( kp др) +( kp д_р\    = m    др д? _ g _^(    kp +

дх ) п дхJ ду * п дуJ dz * п dtJ    др dz    dz )    п    J '

где k — коэффициент проницаемости пористой среды; р — давление; п — вязкость жидкости или газа; m — пористость среды; р = /(р) — плотность жидкости или газа; g — ускорение силы тяжести.

В случае если жидкость несжимаемая (р = const), то уравнение движения приобретает следующий вид:

д (kp др + + д ( kp др + + д (kp др\    = 0

дх * п дх J ду ) п ду J дz * п дz J

В случае k = /(х, у, z) без знания вида этой функции для пластов решение уравнений движения невозможно, и это усложняет описание большого числа практических задач. В 54 предположении k = const и п = const или k/п = const получается простое уравнение Лапласа

д 2Р +    = 0

дх 2 ду 2 дz 2

решение которого р = р(х, у, z) в общем случае содержит две постоянные интегрирования и требует задания двух граничных условий.

В этом уравнении давление — лишь функция координат и не зависит от времени, т.е. это случай стационарной фильтрации.

При течении малосжимаемой жидкости, для которой с достаточной точностью

где p0 — плотность при р = р0; а — модуль объемной упругости жидкости.

Уравнение движения при k = const и п = const называют уравнением пьезопроводности или упругого режима фильтрации и записывают в виде

д 2р + д 2р + д 2р = тп др дх2 ду2 дz2 ka дt '

где ka/mц = K — коэффициент пьезопроводности, по аналогии с коэффициентом температуропроводности в подобном по виду уравнении теплопроводности Фурье, описывающем нестационарное температурное поле.

В случае деформируемости пористой среды уравнение пьезопроводности принимает вид

д2р + д2р + д2р = (, . а + др

дх 2    ду 2 дz 2

где а1 — модуль, характеризующий упругость пористой среды.

Решение р = р(х, у, z) приведенных уравнений пьезопроводности содержит уже три постоянных интегрирования и требует задания двух граничных и одного начального (при t = 0) условий.

При течении в неизменяемой пористой среде с k = const газа, плотностью которого является функцией давления и температуры p = /(р, T) и п = const, уравнения движения записываются в виде:

д 2Ф д 2Ф д 2Ф _ ( шц _ др_ + ЭФ дх2 ду2 дz2 I k дФ- дt где Ф = J pdp — функция Лейбензона.

В частном случае политропного процесса р1/п = PgpRT,

где п — показатель политропы; в — коэффициент сверхсжимаемости; R — газовая постоянная; Т — абсолютная температура.

Уравнение движения имеет вид

n n + 1


n


д Ф + д Ф + д^Ф

дх


дФ

д? '


шц

nk


n


Ф n+1


ду" д^ nk [figRT (n + 1) <

При изотермическом процессе п = 1, тогда Е> д2Ф д2Ф    шц    дФ


k^/^PgRT^


д?


дх


дУ


Уравнения движения газов в пористой среде нелинейны, и решить их можно только в некоторых конкретных случаях при введении определенных упрощений.

Рассмотрим несколько частных решений, представляющих интерес с позиций проводки нефтяных и газовых скважин и широко используемых в различных расчетах при бурении.

Пусть при бурении скважины радиусом гс (рис. 2.4, а) частично (рис. 2.4, •) или полностью (рис. 2.4, б) вскрыт проницаемый пласт кругового контура радиусом RK, имеющий непроницаемые кровлю, подошву и толщину h.

В случае применимости закона Дарси для несжимаемой жидкости справедливы следующие формулы для расчета расхода при стационарной фильтрации.

При большой мощности пласта (см. рис. 2.4, а) имеем формулу для расчета расхода на стенках скважины

Рис. 2.4. Схемы вскрытия проницаемого пласта скважиной

Q = 2nkP - Pc)

I 1    1    +

n *- r:,

или

„    2nkrc,    ,

Q = -c (Pk - Pc)-

П

При этом для ркpc скважина проявляет с дебитом Q, а в противном случае поглощает.

При условии rc << h и незначительном заглублении (см. рис. 2.4, б) формула для расчета с удовлетворительной для инженерных расчетов точностью имеет вид

2nhk(PK - Pc)

Q

I h l RK + n| — + ln —— I

* rc 1,5h j

Аналогично при pK > рс имеет место проявление с дебитом Q, а в противном случае — поглощение.

Наконец, (см. рис. 2.4, в) расход определяется по формуле Дюпюи:

Q = 2nhk(PK- Pc)

nln Rr 1,5h

при тех же условиях.

Во всех приведенных формулах индексы "с" и "к" означают скважину и контур, а под давлением рк понимается пластовое давление.

Обычно крайне трудно задаваться радиусом контура RK. Если в его задании ошибиться в m раз, то

При условии, что RK обычно в сотни или тысячи раз больше h или гс, первые члены будут на порядок больше вторых членов при m = 2+3. Поэтому погрешности от ошибочного задания радиуса контура в 2 — 3 раза приводят к ошибкам порядка 10 %, т.е. двух-, трехкратные ошибки при задании RK вполне допустимы.

Приведенные выше формулы применимы при фильтрации по закону Дарси, а во многих случаях вскрываются трещинные или порово-трещинные коллекторы, для которых более справедливы законы течения типа формулы Форхгеймера или Краснопольского — Шези.

В случае применимости закона Краснопольского — Шези формула для расчета расхода имеет вид

Q = nh К - pc)Rrc, У a(RK - rc)

где a — постоянная закона фильтрации.

Принимая во внимание, что RK >> rc, последнюю формулу можно записать в виде

Q = 2n%f(PK - Pc).

При фильтрации по закону Форхгеймера расчетная формула для определения Q приближенно записывается в виде

2

On 1 RK J Q +

PK - Рс =-Lln— + bi-1 rc,

2nkh    rc    * 2nrch j

где b — постоянная двучленного закона фильтрации.

Все приведенные выше формулы могут быть использованы и для течения газов. В этом случае вместо разности давлений необходимо применять разность квадратов давлений, т.е.

Ap2 = Pi - Pc2,

а вместо объемного расхода Q определяется приведенный к стандартным условиям (например, к атмосферному давлению и пластовой температуре) объемный расход 0прив. Так, формула Дюпюи при течении газов имеет вид

Q = nkh(P2 - p2)

^-*прив    r f

Pат П1п

rc

а для случая одномерного течения соответствующая формула была приведена выше, где в отличие от формулы для жидкости появился множитель 1/рат (где рат — атмосферное давление).

Во всех рассмотренных зависимостях связь между расходом и перепадом давления можно представить в виде моделей:

для жидкости:

Ap = AQ;

Ap = AQ2;

Ap = AQ + AQ2;

для газа:

Ap2 = AQ;

Ap2 = Aqn;

Ap2 = AQ + BQ2,

где константы А и В в каждом случае имеют свой смысл, но константы А всегда содержат k и n, а константа В зависит от геометрии пористой среды, инерционных эффектов и др. Для определения указанных констант используют различные методы исследования пластов, позволяющие получать кривые Ap = /(Q), обработка которых дает возможность идентифицировать константы А и В. Основной прием обработки получаемых кривых — обработка по методу наименьших квадратов или его различные модификации.

2.2. ФОРМИРОВАНИЕ ПЗП

При общепринятой технологии вскрытия продуктивного пласта наступает ухудшение его коллекторских свойств в прискважинной зоне. В результате рассмотрения результатов многочисленных теоретических и экспериментальных исследований, выполненных отечественными и зарубежными исследователями, механизм физико-химических процессов, происходящих в прискважинной зоне продуктивного пласта при его вскрытии, представляется следующим образом.

В процессе вскрытия пласта-коллектора под влиянием перепада давления в системе скважина — пласт буровой раствор и его фильтрат начинают проникать в породу. В результате этого, в прискважинной зоне продуктивного пласта формируются зоны с различными проницаемостями:    глинистая

корка, зоны проникновения дисперсной твердой фазы и зона проникновения фильтрата бурового раствора.

Для выбора оптимальных вариантов вскрытия продуктивных пластов большой интерес представляет установление закономерностей формирования названных зон в коллекторах различных типов в зависимости от условий вскрытия, а также определение влияния той или иной зоны на проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта.

2.2.1. КОЛЬМАТАЦИЯ ПОР ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ

БУРОВОГО РАСТВОРА

Определенные материалы, содержащиеся в буровых жидкостях, являются потенциально закупоривающими: глины, выбуренная порода, утяжеляющие реагенты и реагенты — понизители водоотдачи. В случае их попадания в продуктивную зону, они постепенно могут заполнить поровое пространство коллектора. Любая последующая попытка возобновления добычи или закачивания при умеренном или высоком расходе обусловливает образование наносов из этих материалов над порами наименьшего радиуса и значительно снижает проницаемость в приствольной зоне.

Зона такой кольматации ограничена первыми несколькими сантиметрами от скважины (обычно берут среднее значение 7,5 см), а результирующее снижение проницаемости может достигать 90 %.

Проникновению твердой фазы бурового раствора в породу пласта способствуют:

большой диаметр пор породы пласта;

наличие трещин и естественных разрывов в коллекторе; маленький размер частиц твердых компонентов бурового раствора (утяжеляющие реагенты и материалы, понижающие водоотдачу бурового раствора, исходные частицы которых крупные по размеру и могут быть раздроблены буровым долотом);

низкая механическая скорость проходки, следствием которой являются разрушение глинистой корки (увеличение поглощения бурового раствора) и длительный контакт бурового раствора с пластом;

высокая скорость циркуляции бурового раствора (эрозия глинистой корки);

высокая плотность бурового раствора, обусловливающая большой перепад давления;

соскабливание глинистой корки, обусловливающее появление волн повышения давления и возрастание времени контакта пласта и бурового раствора в процессе спуска и подъема долота.

Используя в качестве буровых жидкостей рассолы и другие системы, не содержащие макрочастиц твердых материалов, можно свести к минимуму вытеснение мелкодисперсного материала в пласт.

2.2.2. ПРОНИКНОВЕНИЕ ФИЛЬТРАТА

БУРОВОГО РАСТВОРА

По экономическим причинам скважины необходимо бурить как можно быстрее. Для увеличения механической скорости проходки не желательно снижать водоотдачу бурового раствора. В процессе бурения скважины глубиной 3000 м поглощается около 100 м3 флюида в условиях типичного пласта. Большие объемы проникновения фильтрата могут явиться следствием преднамеренного выбора высоких скоростей механической проходки.

Жидкая фаза бурового раствора содержит много закупоривающих соединений. Поскольку проникновение фильтрата может достигать 5 м или более (табл. 2.1), нарушение эксплуатационных свойств пласта под его действием, вероятно, является одной из важных причин ухудшения добычи. Однако степень закупорки зависит от чувствительности пласта к фильтрату. Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то, что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо чаще и глубже, чем в коллекторах низкой проницаемости) обычно не кольматируются, когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом. В обычных условиях снижение проницаемости в среднем происходит на 40 %. Возможно любое его значение в пределах до 100 % в зависимости от типа породы пласта и растворов.

Чувствительными являются пласты, содержащие глины, диспергируемые и (или) набухающие или низкопроницаемые

Т а б л и ц а 2.1

Глубина проникновения фильтрата

Время, дни

Глубина проникновения

см

Буровой раствор на нефтяной основе

Низкоколлоидный буровой раствор на нефтяной основе

Буровой раствор на пресной воде

1

2,5

6,9

9,0

5

9,2

25,0

30,2

10

15,1

39,0

42,3

15

21,0

46,5

51,4

20

25,0

51,3

62,2

25

31,5

67,2

70,3

30

34,4

73,2

79,5

породы, или коллекторы, дающие насыщенные рассолы, или нефти, содержащие парафин и асфальтены.

Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде. В частности, понижение минерализации или увеличение рН воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действуют так же, как частицы бурового раствора, вытесненные в него. По мере начала добычи или закачивания мелкие частицы мигрируют в направлении сужений пор и либо закупоривают их, либо образуют наносы в зависимости от размера.

Предполагается, что процесс набухания глин носит осмотический характер и происходит часто вследствие разницы в концентрации солей в фильтрате раствора и в воде, контактирующей с породой. Набухание сопровождается увеличением толщины гидратационных ионных слоев на поверхности глинистых частиц, удельная поверхность которых очень велика.

Интенсивность набухания глин зависит от химического состава, концентрации солей в поровой воде (в том числе и в связанной воде диффузных оболочек частиц), а также от минералогического и гранулометрического состава породы, состава обменных ионов, структуры породы, характера ее внутренних связей, условий соприкосновения породы с водой. Набухание происходит тем интенсивнее, чем меньше минерализация воды, вводимой в породу. При обратном соотношении концентраций растворов может происходить сжатие глинистых частиц подобное тому, какое наблюдается при их высыхании.

Способность вызывать набухание глин у различных катионов неодинаковая и может быть представлена в следующей последовательности: Li > Na > K > Mg > Ca > Cr > Ba > > Al > Fe.

Наибольшее набухание происходит обычно при замене двухвалентных катионов одновалентными.

Установлено, что в естественных условиях, когда структура пород еще не нарушена, глины набухают меньше, чем при исследовании глины, специально выделенной из породы. При разрушении породы нарушаются также и внутренние связи глинистых частиц, что сопровождается увеличением их удельной поверхности.

Способность глинистой части пород к набуханию может быть охарактеризована путем наблюдения изменения проницаемости со временем при фильтрации воды, а также мето-62 дами исследования глинистых пород и глинистых частиц, выделенных из породы, применяемыми в грунтоведении, где способность породы к набуханию характеризуют:

увеличением объема образца породы в процентах к первоначальному объему;

влажностью набухшего образца;

значением давления, развиваемого набухшим образцом.

В тесной связи с набуханием глинистых частиц находится размокание породы, сопровождающееся уменьшением ее прочности, что объясняется ослаблением внутренних связей при набухании глинистых составляющих породы. Набухание и размокание, по-видимому, определяются одними и теми же факторами.

Промысловой практикой установлено, что размокание глин разреза часто происходит и при вскрытии их скважиной. Известно, например, что мощные пачки глин девонских отложений в месторождениях урало-волжских районов при длительном контакте с водой и глинистым раствором могут размокать, что нередко приводит к обвалам. При размокании эти глины распадаются на мелкие чешуйки.

Факторы, влияющие на инфильтрацию бурового раствора, включают:

высокую проницаемость глинистой корки, как результат либо плохой рецептуры бурового раствора, либо нарушения технологии бурения;

длительное время контакта пласта и бурового раствора.

Фильтраты буровых растворов на водной основе могут иметь низкую минерализацию и высокий рН, а также содержать диспергирующие агенты и полимеры. Вода является причиной размыва глин в пласте и образования водного барьера в низкопроницаемых породах. Диспергирующие агенты усугубляют проблемы, связанные с глинами, или выпадают в осадок внутри пор. Полимеры, устойчивые при температуре циркуляции, но уже являющиеся потенциальным закупоривающим материалом, могут деструктироваться с образованием осадка при статических температурах коллектора, поддерживаемых в течение длительного времени. Буровые растворы на водной основе с высокой степенью минерализации образуют фильтраты, способные взаимодействовать с пластовыми водами с образованием твердого осадка различных типов.

В пласты, разбуренные при высокой скорости циркуляции, проникают фильтраты, температуры которых значительно ниже температуры коллектора. Охлаждение, которое они вызывают, может способствовать отложению парафина и (или) асфальтенов.

Многочисленные недостатки буровых растворов на водной основе способствовали разработке растворов на нефтяной основе для бурения глинизированных песчаников. Первоначальное требование заключалось в том, чтобы новый раствор был безопасным и являлся буровой жидкостью многоцелевого назначения. Несмотря на то что осложнения с растворами на нефтяной основе не столь многочисленны, зачастую они более серьезны. Так, они содержат больший объем твердой фазы в сравнении с растворами на водной основе. Следовательно, проникновение частиц более явно выражено.

Нефть, проникающая в газовые коллекторы, особенно в малопроницаемые, обусловливает резкое снижение относительной проницаемости по газу (что создает больше проблем в сравнении с проникновением воды из-за сравнительно более высокой вязкости и более низкого давления паров нефти).

Высокоэффективные, нефтерастворимые поверхностноактивные вещества, используемые для диспергирования твердой фазы в буровых растворах на нефтяной основе, гидро-фобизируют породы пласта. Это значительно снижает относительную проницаемость по отношению к нефти.

Катионные эмульгаторы, используемые для стабилизации буровых эмульсионных растворов типа вода в нефти, стабилизируют также пластовые эмульсии, которые уже начинают образовываться в смоченной нефтью пористой среде. Эмульсионные пробки могут появляться в песчаных коллекторах, особенно с низкой проницаемостью и большим содержанием глин.

2.2.3. НАРУШЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ

ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Основной целью первичного цементирования является достижение совершенной изоляции между зонами посредством герметизации заколонного пространства прочным, непроницаемым цементным камнем. Необходимо полное удаление бурового раствора. В процессе удаления раствора глинистая корка может быть частично разрушена и, если такие цементные растворы для предварительной промывки не обладают соответствующими фильтрационными свойствами, пластовые породы могут быть менее защищенными от проникновения фильтрата. Однако оно может усиливаться при установлении больших перепадов давления (цементирование в условиях турбулентного потока).

Буровые растворы и буферные жидкости всегда содержат большое количество диспергирующих агентов, которые суспендируют и уносят частички раствора и обломки корки.

Продолжительность работ по цементированию меньше, чем по разбуриванию продуктивной зоны. Максимальная глубина проникновения фильтрата буферных жидкостей или цементных растворов составляет несколько сантиметров и незначительна в сравнении с глубиной проникновения фильтрата бурового раствора, равной нескольким метрам. Это не означает, что инфильтрацией следует пренебречь. Несоответствующая фильтрация может привести к неудаче работ либо в результате полного поглощения жидкости для предварительной промывки (недостаточные объемы) и последующего загрязнения (сильного гелеобразования) цементного раствора буровым раствором, либо в результате дегидратации самого цементного раствора.

Широкое распределение цементных частиц по размерам в сочетании с применением высокоэффективных понизителей водоотдачи обусловливает ограниченное проникновение частиц и фильтрата цементных растворов в пласт. Однако выделяют три случая сильного снижения проницаемости.

Относительно высокий рН фильтратов цементных растворов особенно вреден для глинистых минералов пласта. Ионы кальция оказывают отрицательные влияния на глины в приствольной зоне. Соответствующее изменение состава фильтрата делает его совершенной дестабилизирующей жидкостью с точки зрения ее диспергирующей способности.

Фильтрат цементного раствора, взаимодействующий с пластовыми водами, которые содержат высокие концентрации кальция, может вызывать оседание карбоната кальция, извести или гидроокиси силиката кальция.

Растворы передиспергированные (не обладающие динамическим сопротивлением сдвигу) демонстрируют быстрое разделение частиц цемента у забоя и воды в верхней части цементного столба. В таком случае отмечается проникновение в пласт большего объема свободной воды. Может произойти образование водного барьера.

Цементирование под давлением считается особенно вредным для разупроченных песчаников высокой проницаемости. Это очевидно при опробовании скважин. Однако считается, что высокое давление, создаваемое при исправительном цементировании, может вызывать разрыв пласта и проникновение в него цементного раствора.

Кольматация пор при перфорации

Перфорация всегда является дополнительной причиной кольматации в пластах. Будь это избыточная или недостаточная перфорация, она всегда уплотняет породу вокруг отверстий и создает зону толщиной, равной примерно 4 см, в которой снижение проницаемости в среднем составляет 80 % (рис. 2.5).

Рис. 2.5. Схематическая диаграмма перфорированного керна, показывающая зоны нарушения (согласно Круегеру):

1 — обломки заряда и керна; 2 — уплотненная, измельченная в порошок зона; 3 — порода, подвергшаяся гидроразрыву, низкая проницаемость; 4 — обращенная внутрь зона пониженной проницаемости

Существует множество других факторов, еще более снижающих продуктивность.

1.    Избыточное перфорирование всегда вытесняет обломки породы, полученные в результате действия перфоратора, к стенкам отверстий и снижает проницаемость около перфорационных отверстий.

2.    Недостаточное перфорирование создает в жидкостях, содержащих частицы, тот же эффект, и также образует плотную, непроницаемую глинистую корку на стенках перфорационных отверстий.

2.2.4. НАРУШЕНИЕ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Различные типы нарушения при использовании жидкостей для заканчивания и ремонта скважин, в целом, сходны с описанными выше:

ухудшение проницаемости пластовых пород и зон перфорации посредством суспендированной твердой фазы (включая бактерии) и полимерных осадков;

обычные осложнения, вызванные проникновением фильтрата: набухание глин и дисперсия, образование водных и эмульсионных барьеров, выпадение твердого осадка.

Во всех случаях необходимо регулировать водоотдачу растворов, особенно в случае истощенных коллекторах.

2.2.5. НАРУШЕНИЕ В ПРОЦЕССЕ

ВОЗБУЖДЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Очистка ствола скважины

При очистке скважин для удаления отложений или продуктов коррозии эксплуатационных подъемных труб высокие концентрации кольматирующих материалов могут проникнуть в продуктивную зону. Необходимо проявлять чрезвычайную осторожность, чтобы предотвратить уход таких суспензий в пористую среду. Особенно опасны соединения, растворимые в очищающей жидкости, поскольку они не могут образовывать нерастворимые корки, предотвращающие инфильтрацию в пласт. Ржавчина в кислоте или парафин в горячей нефти — это наиболее типичные повторно растворимые соединения, встречающиеся в стволе скважины. Они будут повторно выпадать в осадок в пласте и вызывать распространенную, серьезную и зачастую постоянную кольмата-цию.

Кислотные обработки

Типичные проблемы, уже встречающиеся на других стадиях эксплуатации скважины, могут проявляться и в процессе кислотных обработок. Они включают:

кольматирование материалами, поступающими из насоснокомпрессорных труб в пластовую породу;

смачивание нефтью коллектора посредством поверхностно-активных веществ, особенно ингибиторов коррозии, способных образовывать эмульсионные барьеры; водные барьеры;

отложения асфальтенов (парафина) при закачивании больших объемов кислоты.

Кроме упомянутых выше традиционных процессов коль-матации, снижение удельной производительности может явиться результатом неудовлетворительного планирования кислотных обработок. Факторы снижения производительности включают следующее:

шламы, образованные в результате реакции взаимодействия кислот и асфальтенов, особенно в присутствии некоторых добавок (в частности, поверхностно-активных веществ) или растворенного железа;

разупрочнение породы пласта, вызванное избыточным растворением под действием кислот цементирующих материалов;

выпадение в осадок подобных продуктов реакции взаимодействия кислот с пластовыми минералами.

Геохимические модели могут прогнозировать химическую природу таких побочных продуктов в зависимости от пластовой породы и состава жидкостей, используемых для обработки, с одной стороны, и давления, температуры и времени соприкосновения — с другой. Однако посредством применения таких моделей нельзя прогнозировать потенциал закупорки данными продуктами, потому что они не включают физического описания способа их осаждения. Гидрат двуокиси кремния может оседать на поверхности глин и необязательно вызывать закупорку. Соединения, такие как бороси-ликаты и фторобораты, могут быть еще более благоприятными. Кроме того, желатинозные осадки, как например гидроокись железа, могут полностью закупоривать поры и быть чрезвычайно трудноудалимыми. Третий класс подобных продуктов состоит из соединений, таких как фторосиликаты, оседающих в виде отдельных кристаллов, которые могут мигрировать в направлении к сужениям пор и образовывать пробку. Сульфид железа, выпадающий в осадок даже при очень низком рН в процессе кислотной обработки скважин с содержанием H2S, представляет собой другое соединение, относящееся к этой категории.

Отдельные комплексообразующие соединения, добавленные к кислотам с целью предотвращения коррозии (проблем, связанных с железом), могут образовывать осадок, если кислота истощена и железо не присутствует.

Ухудшается проницаемость под действием осадка, присутствующего в ингибиторах коррозии или образующегося в результате термической деструкции полимеров, например, понизителя трения.

В скважинах, где были произведены гидроразрыв и гравийная набивка, кислоты могут растворять набивочный песок. 68

Ограничение водопритоков

Содержание воды в эксплуатационных скважинах иногда может быть уменьшено закачиванием полиакриламидов. В большинстве случаев это приводит к одновременному снижению добычи нефти и газа. Кроме причин, присущих технологии (механическая, химическая или термическая деструкция полимера), отмечаются отдельные негативные факторы, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта, вызванному обработкой:

кольматация пласта неполностью растворенным полимером; кольматация пласта сшитыми гелями; неотфильтрованная исходная вода; водные барьеры;

взаимодействие воды и полиакриламида с пластовыми глинами, даже в нефтеносных зонах.

2.2.6. СПЕЦИФИЧЕСКИЕ ОСЛОЖНЕНИЯ

В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Водные струйные насосы

Большинство проблем, упомянутых выше, может также прослеживаться и в водонагнетательных скважинах:

проникновение суспендированной твердой фазы и последующая кольматация;

внутрипластовое повреждение глин;

осадок, образованный в результате смешения несовместимых нагнетательных и пластовых вод, или как вследствие присутствия в коллекторе двуокиси углерода или сероводорода, или роста ионизации нагнетаемой воды растворением пластовых минералов (такого рода осадок трудно удалить из струйных насосов, так как он скапливается далеко от ствола скважины в результате повышения температуры или падения давления);

коллоидная закупорка, особенно окисными соединениями железа, образованными в результате коррозии труб в присутствии кислорода в нагнетаемой воде.

В водонагнетательных скважинах развивается закупорка бактериальными остатками.

Заводнение паром и щелочью

Источником проблем, связанных с данными типами заводнения, является растворение кремниевых пластовых минералов под действием флюидов с высоким рН или высокотемпературных пароконденсатов. Такое растворение может способствовать обвалам слабо сцементированных песчаников или повторному оседанию двуокиси кремния в отдалении от ствола скважины, где снизились щелочность и температура заводнения. Определенный объем свободно движущихся цеолитов, вызывающих нарушения, образуется даже при высоких рН и температурах вследствие химической атаки определенных глинистых минералов (каолинита и монтмориллонита). Твердые осадки отдельных видов могут также выпадать в процессе заводнения щелочью, например, карбонатом кальция, кремнекислым магнием и двуокисью кремния в аморфном состоянии.

Заводнение двуокисью углерода

Характерные проблемы, проявляющиеся при закачивании СО2 в скважину, включают:

образование органических материалов в результате контакта СО2 с пластовой нефтью (особый тип шлама);

оседание определенного твердого осадка, а именно, сульфата бария в кислой среде или углекислого железа — в результате взаимодействия СО2 с соединениями железа, образованными вследствие коррозии;

растворение карбонатных минералов и соответствующее изменение пористости.

Заводнение полимером

Дополнительные причины, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта и особенно связанные с закачиванием полимера в скелет породы, включают:

закупоривание гелиевыми осадками;

смещение и миграцию мелкодисперсной фракции пласта под действием псевдопластических жидкостей.

2.2.7. УСТРАНЕНИЕ НАРУШЕНИЯ

Эффективность обработки материнской породы изначально зависит от устранения нарушения, ограничивающего продуктивность (более низкий общий уровень или более резкое, в сравнении с ожидаемым, снижение добычи).

Рис. 2.6. Выбор обработки и природа нарушения

Степень такого нарушения устанавливается согласно анализу поведения давления.

После получения характеристики нарушения и данных о его происхождении могут быть приняты соответствующие меры по его устранению. Различные типы нарушений могут сосуществовать, поскольку почти каждая операция, осуществляемая на скважине (бурение, заканчивание, ремонт и возбуждение), является потенциальным источником нарушения.

Выбор жидкости для обработки определяет физические характеристики нарушений. Одна и та же жидкость может быть использована для обработки при нарушении одного и того же типа, независимо от того, что явилось причиной его возникновения. На рис. 2.6 показаны семь основных типов нарушений. Физические характеристики явились основными критериями для дифференцирования представленных типов. Упомянутые семь типов кратко описываются в следующих ниже разделах, причем особое внимание уделяется выбору жидкости для их устранения.

Эмульсии

Смешивание жидкостей на нефтяной и водной основах в коллекторе обычно обусловливает образование эмульсий. Они могут иметь высокую вязкость, особенно эмульсии типа "вода в нефти". Обычно они образуются в результате проникновения в коллектор фильтратов или жидкостей для обработки, используемых при бурении и заканчива-нии. Фильтраты буровых или цементных растворов с высоким рН или фильтраты кислотных обработок с низким рН могут эмульгировать отдельные типы пластовой нефти. Подобным же образом углеводородные фильтраты жидкостей на нефтяной основе, используемые при бурении и воздействии на пласт, могут образовывать эмульсии с отдельными пластовыми водами.

Эмульсии стабилизируются поверхностно-активными веществами (ПАВ), а также посредством внесенных или пластовых мельчайших частиц. В целом, взаиморастворители с де-мульгаторами или без них используются для разрешения такого рода проблем. Деэмульгаторы, которые могут хорошо срабатывать в лабораторных условиях или в сепараторе, или в емкости, благодаря соприкосновению большого количества капелек, приходящегося на единицу объема, могут сами по себе не срабатывать в пористой среде в результате массо-переноса. Другая причина несрабатывания деэмульгаторов самих по себе заключается в механизме, связанном с разрушением эмульсий, который должен способствовать коалесценции капелек, а впоследствии и разделению по фазам.

Изменение смачиваемости

Частичное или полное смачивание пласта нефтью (гидрофобизация) снижает относительную проницаемость по нефти. Это может явиться результатом адсорбции на породе поверхностно-активных веществ из жидкостей на нефтяной основе, используемых для бурения, ремонта и за-канчивания скважин. Данное нарушение устраняется посредством нагнетания растворителей с целью удаления гидрофобной, углеводородной фазы, а затем — ПАВ, гидрофилизиру-ющих поверхность. Нефтяная фаза, которая зачастую представлена осажденными асфальтенами или парафинами, и также является гидрофобизатором, прежде всего должна устраняться растворителем. То же применимо в отношении адсорбционного олеофильного поверхностно-активного вещества. После этого может нагнетаться гидрофилизирующая поверхность жидкость или гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, адсорбируемое на минералах породы. Это снижает тенденцию к поверхностям минералов вновь образованного углеводородного осадка и их повторного смачивания нефтью. Период действия обработки значительно возрастает.

Водный барьер

Водный барьер, появление которого обусловлено увеличением водонасыщенности в приствольной зоне, снижает проницаемость по отношению к углеводородам. Водный барьер может образовываться либо в процессе бурения и заканчивания в результате проникновения водных фильтратов, либо в процессе добычи вследствие обводнения в виде языков или подтягивания конусов. Образованию водного барьера способствует наличие глин, перекрывающих поры. Волосовидная форма и большая площадь поверхности некоторых глин увеличивает удержание воды на стенках пор. Водный барьер пытаются устранить снижением поверхностного натяжения между водой и нефтью или газом в результате использования поверхностно-активных веществ или спиртов. Спиртовые системы особенно подходят для газовых скважин, поскольку они также способствуют испарению воды в добытом газе.

Твердый осадок

Твердый осадок представляет собой осевшие минеральные остатки. Они могут оседать в насоснокомпрессорных трубах, перфорационных отверстиях и (или) в пласте. Отложение осадка происходит в процессе добычи из-за более низких температур и давлений в приствольной зоне или в стволе скважины. Твердый осадок может также образовываться вследствие смещения несовместимых вод: пластовой воды либо фильтрата жидкости, либо нагнетаемой воды.

Различные растворители устраняют твердый осадок в зависимости от его минералогии (см. рис. 2.6). Наиболее часто встречающиеся типы твердого осадка представлены:

карбонатным осадком СаСО3 и FeCO3; CaCO3 — это наиболее типичный осадок, встречающийся в коллекторах, богатых ионами кальция и карбоната и (или) бикарбоната. Соляная кислота легко растворяет все карбонатные осадки;

сульфатным осадком; сульфатные осадки встречаются главным образом в виде гипса (Са804-2Н2О) или ангидрита (Са8О4). Менее типичные, такие как баритин (Ва8О4) или сернокислый стронций (SrS04), гораздо труднее удалить, но их залегание более предсказуемо. Этилендиаминтетрауксус-ная кислота легко растворяет сульфат кальция. Сернокислый барий и стронций также могут растворяться в этилендиамин-тетрауксусной кислоте, если температура достаточно высокая, а период контакта достаточно продолжителен; обычно 24 ч — минимальное время пропитывания для скважины глубиной 4000 м с температурой на забое —100 °С. Предпочтительна тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, так как данный процесс растворения усиливается при слабощелочном рН; используется также и более кислая дина-триевая соль. Применялись в мировой практике и другие сильные связывающие соединения той же серии, хотя они и не выявляют заметного отличия от характеристики этилендиаминтетрауксусной кислоты;

хлоридным осадком, например, хлоридом натрия; быстро растворимы в пресной воде или в очень слабокислых (HCl уксусном) растворах;

осадком соединений железа, например, сульфид (FeS) или двуокись ^е2О3); соляная кислота в сочетании с восстановителем и связывающим агентом (этилендиаминтетрауксусной кислотой) растворяет такой осадок и предотвращает осаждение побочных продуктов реакции, таких как гидроокись железа и элементарная сера;

осадком двуокиси кремния; в целом он представлен очень тонкодисперсными кристаллизованными отложениями халцедона или аморфным опалом; фтористоводородная кислота легко растворяет осадки двуокиси кремния;

гидроокисными    осадками;    это    гидроокиси    магния

(Mg(0H)2) или кальция (Са(ОН)2). Соляная кислота или любая другая кислота, которая может существенно снижать рН и не осаждать соли кальция или магния, может применяться для удаления такого рода осадков.

Период контакта является очень важным фактором при проведении обработки в целях удаления осадка. Основной проблемой при обработке отложений твердого осадка является обеспечение достаточного времени, чтобы кислота достигла и эффективно растворила основную массу твердого осадка. Обрабатывающая жидкость должна растворять большую часть осадка, только в этом случае обработка считается успешной (М.Дж. Экономидис, К.Г. Нольте).

Органические отложения

Органические отложения представляют собой тяжелые углеводороды (парафины и асфальтены). Обычно они откладываются в насосно-компрессорных трубах, перфорационных отверстиях и (или) пласте. Несмотря на то что механизмы образования органических отложений многочисленны и сложны, главными из них являются отложения при изменении температуры и давления в приствольной зоне или в стволе скважины в процессе добычи. Тяжелые углеводородные фракции не растворяются в нефти и начинают кристаллизоваться. Остывание ствола скважины или заканчивание холодных жидкостей для обработки имеют более выраженное влияние.

Отложения обычно повторно растворяются под действием органических растворителей. Смеси растворителей могут быть приготовлены специально для решения конкретной проблемы, а ароматический растворитель является эффективной жидкостью общего назначения. Добавление незначительного количества спирта зачастую выгодно при растворении асфальтенов.

Не следует смешивать органические отложения с другим типом отложений, называемых шламом. Последний образуется в результате реакции взаимодействия отдельных видов сырой нефти и сильных неорганических кислот. Шламы нерастворимы.

Смешанные отложения

Смешанные органические (неорганические) отложения представляют собой смесь органических соединений и либо твердого осадка, либо ила и глин. В процессе миграции маленькие частички, появлению которых сопутствует увеличение поступления воды в песчаных коллекторах, смачиваются нефтью и служат участком образования центров кристаллизации для органических отложений. Данный тип отложений требует двойной системы растворения, а именно, дисперсии углеводородного (часто ароматического) растворителя в кислоте.

ИСПЫТАНИЕ

ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ


Выявление качественных и количественных параметров пластов, вскрываемых в процессе бурения скважин, возможно лишь при сочетании разных методов их исследований - промышленно-геофизических, гидродинамических с исследованиями кернового материала. Среди этих методов особое место занимают гидродинамические, позволяющие получить приток пластового флюида, отобрать натурные пробы, оценить характеристику коллекторских свойств пласта и степень его загрязнения в призабойной зоне.

Суть гидродинамических методов заключается в изоляции продуктивного горизонта от воздействия столба жидкости (буровой) и от остальных продуктивных горизонтов в создании перепада давления в данном объекте с целью получения движения пластового флюида со стороны массива коллектора к скважине, чтобы зарегистрировать объемную скорость притока и характер смены давления в скважине против испытуемого объекта на протяжении всего периода испытания и, конечно, отобрать представительные пробы пластового флюида.

Значение этих исследований очень велико, так как на основании их анализа удается определить продуктивные пласты и отличить их от непродуктивных, получить информацию, позволяющую существенно сократить расходы на бурение скважин.

Для испытания объектов в открытом стволе в процессе бурения используются две группы специальных аппаратов:

1)    аппараты, спускаемые в скважину на бурильных трубах;

2)    аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.

В скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной труб, кроме указанных выше, используются гидродинамические испытатели пластов на базе струйных аппаратов, спускаемые в скважину также на трубах - бурильных или насосно-компрессорных.

Применение испытателей пластов (на бурильных трубах или на каротажном кабеле) стало неотъемлемой частью технологического цикла строительства разведочных скважин.

Помимо всех различий в технологии испытания, цель этих методов -получение кривых притока и кривых восстановления давления.

2.1. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ

Испытатели на трубах включают следующие основные узлы: фильтр, пакер, собственно испытатель с уравнительным и главным впускным клапанами, запорный и циркуляционный клапаны. Эти испытатели предназначены для испытания скважин в одно-, двух-, многоцикловых режимах и рассчитаны для исследования скважин в открытом стволе и после спуска эксплуатационной колонны.

На рис. 2.1 изображена схема компоновки испытателя пласта с глубинными приборами и пробоотборником с закреплением пакера на стенках скважины. На рис. 2.2, 2.3 изображены схемы компоновки испытателя пластов с одним и двумя пакерами и с упором фильтра ("ноги") на забой скважины.


Рис. 2.1. Общая схема компоновки наполнителя пластов с закреплением пакеров на стенках скважины:

1 - устьевое оборудование; 2, 5 - бурильные трубы; 3 -ротор; 4 - сливной клапан; 6 - компенсатор; 7 - многоцикловой испытатель; 8 - пробоотборник с манометром; 9, 11 - верхний и нижний пакер соответственно;

10 - фильтр с манометром; 12 - опорный якорь;    13 -

манометр

Рис. 2.2. Схема компоновки испытателя пластов с одним пакером с упором на забой скважины:

1, 4 - бурильные трубы; 2 - циркуляционный клапан;

3 - верхний манометр; 5 - запорно-поворотный клапан; 6 - испытатель; 7 - ясс; 8 - пакер; 9, 12 - утяжеленная бурильная труба; 10 - нижний манометр; 11 - фильтр; 13 - упорный башмак

Рис. 2.3. Схема компоновки испытателя пластов с двумя пакерами и с упором “ноги” на забой скважины:

1 - быстросъемные трубы; 2 - пробный кран; 3 -стол ротора; 4 - задвижка превентора; 5 - колонна бурильных труб; 6 - циркуляционный клапан; 7 -верхний манометр; 8 - бурильная труба; 9 - запорноповоротный двухцикловой клапан; 10 - испытатель пластов; 11 - ясс; 12 - пакер ПЦ; 13 - основной манометр для записи КВД; 14 - щелевой фильтр; 15 -уравнительный клапан; 16 - контрольный манометр;


17 - утяжеленные бурильные трубы; 18 - упорный башмак

В табл. 2.1 представлены характеристики трех типов испытателей пластов типа КИИ двухциклового действия.

Одними из основных элементов испытателей пластов являются цилиндрические пакеры сжатия. Их характеристики приведены в табл. 2.2. Паке-рование происходит при нагрузке на пакер от 15-30 до 150-200 кН в зависимости от диаметра скважины и свойств резины. При испытании пластов с упором на забой скважины в момент достижения хвостовиком забоя резиновый элемент пакера под нагрузкой сокращается по длине, увеличивается в диаметре и изолирует расположенную выше пакера зону от подпакерной испытуемой зоны скважины.

Показатели

КИИ-2М-146

КИИ-2М-95

КИИ-М-65

Диаметр внешнего корпуса, мм

146

95

67

Диаметр скважины, мм

190-295

108-161

75-112

Диаметр пакерующего элемента, мм

170-270

95-145

67-95

Максимальная длина одного узла, м

2,3

2,5

2,575

Длина полной компоновки, м

16,2

18,18

18,465

Масса, кг:

узла

200

100

50

полного комплекта

120

910

325

Допустимый перепад давления на пакере, МПа

35

35

35

Допустимая забойная температура, °С

170

170

170

Допустимая осевая нагрузка, кН:

при сжатии

300

100

45

при растяжении

600

250

150

Т а б л и ц а 2.2

Показатели

ПЦР-176

ПЦ-146

ПЦР-146

ПЦ-95

ПЦР-95

ПЦ-65

ПЦР-65

Внешний диаметр, мм:

корпуса

178

146

146

95

95

67

67

пакерующего эле

245

170

170

109

105

67

67

мента

То же

270

180

180

115

115

78

78

"

190

195

135

135

87

87

"

220

220

145

145

92

92

Осевая нагрузка при

150-200

100-120

100-120

60-80

60-80

15-30

15-30

пакеровании, кН

Допустимый перепад

35

35

35

35

35

35

35

давления, МПа

Длина пакера, мм

2373

2300

1633

1525

1435

1410

1450

Наиболее распространена однопакерная компоновка ИПТ (см. рис. 2.2), когда испытатель пластов с опорой на забой спускается в скважину сразу после обнаружения в процессе бурения перспективного на нефть или газ объекта. В таких случаях интервал испытания и забой скважины находятся на небольшом расстоянии (10-20 м). Испытуемые интервалы, как правило, характеризуются или полным отсутствием зоны проникновения, или небольшими ее размерами. Пакерование и испытание осуществляются с упором башмака 13 на забой скважины. В компоновке испытателя применяют один пакер 8 и фильтр 11 с манометром 10, который устанавливают против интервала испытания на бурильных трубах 1 и 4. Над пакером расположен ясс 7, испытатель 6, запорно-поворотный клапан 5, бурильные трубы 1 и 4, циркуляционный клапан 2. Второй манометр 3 установлен над пакером. Также над пакером в бурильных трубах размещается пробоотборник. В зависимости от плана работ и интенсивности выхода газа из бурильных труб при открытии запорно-поворотного клапана испытания может проходить в одно- и двухцикловом режимах.

Назначение, шифры основных узлов КИИ-2М-146 и их параметры приведены ниже.

Испытатель пластов ППГ-146 предназначен для вызова притока из пласта, изолированного от остальных частей скважины пакером, при сниженном противодавлении на пласт.

196; 220 245; 270

Фильтр Ф-146 предназначен для фильтрации жидкости, поступающей из зоны испытанного пласта сквозь испытующие приспособления.

Приспособление    для опрессования (П0-000). Назначение приспо

собления - создание гидравлического давления в узлах ИПТ для испытания на герметичность и заполнение масляной камеры испытателя пластов.

Клапан запорно-поворотный двойного закрытия (ЗП-2-146). Его назначение - двухкратное закрытие и открытие полости бурильных труб с целью записи при помощи глубинных манометров начальной и конечной кривой восстановления давления (КВД).

Число оборотов закрытия________10; 30

Растягивающая нагрузка, кН.    600

Масса, кг..................................................224,7

Обвязка к приспособлению для сжатия

(ОПС-000). Назначение обвяз-

ки - подвод масла в приспособление для сжатия и управление его работой.

Длина, мм.....................

.. 500

Ширина, мм..................

.. 300

Масса, кг......................

36,6

Приспособление для сжатия (ПСГ-146,000). Приспособление исполь

зуется для сжатия и растяжения испытателя

пластов.

Длина, мм.....................

.. 600

Длина хода штока, мм......

.. 245

Диаметр, мм..................

.. 152

Масса, кг......................

48,2

Удлинитель (41.000) обеспечивает сбор

по секциям для предупрежде-

ния изгиба штока при затягивании комплекса

в буровую с мостков и подборе

длины колонны бурильных труб.

Длина, мм.....................

.. 800

Диаметр, мм..................

.. 146

Масса, кг......................

.. 52

При испытании пластов с упором на забой скважины через 30-180 с после передачи нагрузки на пакерующий элемент закрывается уравнительный клапан и открывается впускной клапан испытателя пластов. Момент открытия клапана фиксируется на устье скважины показаниями стрелки гидравлического индикатора веса. Важно не упустить колебания этой стрелки. Момент открытия клапана можно обнаружить и по резкому перемещению верхней трубы вниз. При хорошо промытом забое проседание инструмента отсутствует.

Однако главным признаком открытия клапана испытателя и наличия притока из пласта следует считать выход газа (воздуха) из труб. При обнаружении продуктивного нефтяного, а тем более газового пласта интенсивный выход воздуха и газа наблюдается визуально. Для фиксации притока операторы обычно пользуются резиновым шлангом, соединяющим верхнюю муфту бурильной трубы с сосудом, заполненным водой. При этом выход пузырьков газа сквозь слой воды характеризует интенсивность притока флюида. В комплекс ИПТ входит устьевая головка, облегчающая контроль выхода газа, и отбор его проб.

Характер изменения давления, зафиксированного манометрами 16, 13 и

7 (см. рис. 2.3), показан кривыми I, II, III на рис. 2.4. Схема пробоотборника-накопителя (а) и компоновка ИПТ с пробоотборником (б) изображена на рис. 2.5.

2.2. МНОГОЦИКЛОВЫЕ ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ

Более усовершенствованные узлы и широкий выбор вспомогательных приспособлений входят в состав многоцикловых испытателей пластов - трубных испытателей третьего поколения. В табл. 2.3 содержатся технические характеристики многоцикловых испытателей пластов.

На рис. 2.6 изображены разные варианты компоновок этих испытателей в зависимости от необходимости решения геолого-промысловых задач и технического состояния скважины.

В табл. 2.4 представлено описание назначения основных узлов многоцикловых испытателей пластов.

Рис. 2.4. Характер изменения давления, зафиксированного манометрами:

I    - диаграмма верхнего (трубного) манометра для регистрации притока (уровня) в трубах; р1 - р2 - спуск труб, давление столба жидкости в трубах не изменяется; р2 - р3 - рост давления в период притока пластовой жидкости в трубы после пакерования и открытия клапана; р3 - р4 - прекращение пр ито-ка, стабилизация давления в трубах; р4 - р5 - давление в трубах при подъеме испытателя с закрытым клапаном;

II    - диаграмма манометра в фильтре: р1 - р2 - ступенчатый рост гидростатического давления при спуске испытателя; р2 - р2 - падение давления п р и открытии клапана и регистрации притока р2 - р3; р3 - р4 - перекрытие п р и-тока (точка р3)и запись КВД; р4 - сры в пакера; р4 - р5 - давление в период срыва пакера и подъема испытателя;

III    - диаграмма контрольного манометра: р1 - р2 - ступенчатый рост давления гидростатического столба жидкости п р и пуске испытателя пласта ИПТ; р2 - р34 - давление в подпакерной зоне в период вызова и перекрытия притока; р4 - р5 - изменение давления в п р оцес-се подъема ИПТ


Рис. 2.5. Компоновка ИПТ и пробоотборник:

1 - шток; 2 - запорное приспособление; 3 -уплотняющие кольца; 4 - полость исп ытателя; 5 - клапан; 6 - запорный клапан; 7 - пробоотборник; 8 - испытатель пластов

Параметры

МИГ-146

МИГ-127

МИК-95

МИК-80

МИК-65

Внешний диаметр, мм

146

127

95

80

67

Длина, мм:

максимальная секции

2918

2890

2600

3470

3200

общего комплекса

27 450

27 150

21 400

23 410

16 500

Допустимая нагрузка, кН:

сжимающая

1500

1250

600

400

200

растягивающая

700

600

450

200

1500

Крутящий момент, кН-м

10

7,5

4,9

3,9

3,1

Максимальный перепад давления, МПа

45

45

45

45

40

Максимальная температура, °С

200

200

200

200

200

Масса, кг:

максимальная секции

235

163

120

92

78

общего комплекса

5442

5682

1810

635

540

Тип присоединительной резьбы

3-121

3-101

3-76

3-62

3-56

Диаметр скважин, мм

190-295

161-243

118-165

97-112

78-102

Рис. 2.6. Компоновка испытателей пластов:


а - с двумя пакерами; • - селективного испытания объектов; в - многоциклового испытания объектов в наклонно направленных стволах; 1, 3 - бурильные трубы;

2 - циркуляционный клапан; 4, 17, 23 -переводники; 5, 6, 9, 12, 25 - патрубки; 7 - штуцер; 8 - запорно-поворотный клапан; 10 - ИПТ; 11 - приспособление для вращения; 13 - пробоотборник; 14 - ясс; 15 - безопасный замок; 16, 21 - пакер;

18    - распределяющее приспособление;

19 - фильтр; 20 - уравнительное приспособление; 22 - фильтр; 24 - хвостовик

Назначение

Шифр


Узел


Испытатель пластов скважин на трубах ИПГ

Испытатель пластов

ИП

ЗП

КЦ

ЯГ

ПСГ

Ф

ЗБ


Клапан запорный поворотный

Клапан циркуляционный

Ясс гидравлический Пакер цилиндрический

Фильтр

Замок безопасный

Комплекс оборудования для: испытания перспективных пластов в необсаженных скважинах с целью вызова притока из пласта; отбора проб пластовой жидкости (газа) и определения основных гидродинамических характеристик исследуемого пласта

Основной клапанный механизм для: перекрытия внутренней полости колонны труб от скважинной жидкости при спуске и подъеме ИПТ; соединения бурильных труб с испытуемым интервалом; уравнивания давления над и под пакером перед его снятием и в процессе спуска и подъема ИПТ

Ме ханизм предназначен для перекрытия бурильных труб в процессе испытания с целью получения кривой восстановления пластового давления Механизм для осуществления прямой и обратной циркуляции жидкости в любой момент процесса испытания пласта

Механизм для облегчения снятия пакера после испытания или ликвидации прихвата хвостовика ИПТ Узел для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины с целью изоляции испытуемого объекта от остального ствола скважины Толстостенный патрубок с продольными щелями и переводниками, служащими для предупреждения забивания механическими примесями штуцера и проходных каналов ИПТ и для размещения глубинных регистрирующих приборов

Механизм для откручивания колонны бурильных труб и ИПТ с целью поднятия их в случае прихвата

2.3. КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ КИОД-1Ю

Комплекс предназначен для исследования, интенсификации и освоения объектов в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной, а также для их доразведки. Комплекс опускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах.

Комплекс (рис. 2.7) включает многоцикловой испытатель пластов 8, пробоотборник 9, уравнительный клапан 12, якорь 13, секционный пакер 10 и малогабаритную устьевую головку 1.

КИ0Д-110 позволяет проводить исследования как с однопакерной, так и селективно с двухпакерной компоновкой, а также испытывать несколько объектов за один спуск комплекса оборудования в скважину, выполнять интенсификацию притока из пласта за счет очистки призабойной зоны пласта путем многократного гидравлического воздействия на нее чередованием депрессии и репрессии. Его конструктивные параметры позволяют работать в скважинах с гидростатическим давлением до 30 МПа.

Технические данные

Плотность промывочной жидкости, кг/м3........................................................................................................900-1200

Рис. 2.7. Комплекс испытательного оборудования КИОД-110:

1 - головка устьевая ГУ-30 ш; 2, 6 - НКТ; 3 - клапан сливной КС-100; 4 - клапан перепускной КП-110; 5 - клапан заливной КЗА-110;

7 - устройство для установки скважинного манометра; 8 - испытатель пластов ИПТ-110; 9 - пробоотборник П0-110; 10 - пакер секционный ПС-115, ПС-135; 11 - фильтр;    12 - клапан уравнительный КЗ-110;

13 - якорь ЯК-110/136, ЯК-135/156

2.4. ПРИСПОСОБЛЕНИЕ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОГО ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ УСПД-146-168

Оборудование УСПД-146-168 предназначено для испытания в многократном режиме одного или нескольких пластов, причем испытание до трех пластов может выполняться с отбором герметизированной пробы из каждого пласта. Оборудование используется в составе серийных ИП с якорями или в компоновке с упором на забой скважины.

Приспособление для селективного испытания состоит из упорного узла, узла впускного и уравнительного клапанов с блоком проб отборочных камер и сигнального приспособления.

Упорный узел служит для предупреждения самопроизвольного прокручивания штока при спусках-подъемах, передачи крутящего момента с помощью расположенного ниже узла ИП и обеспечения свободного вращения УСПД в сжатом положении.

Узел впускного клапана служит для чередования открытия и закрытия проходного канала приспособления (выполнение периодов приток - восстановление давления), а также управления работой пробоотборочных камер.

Уравнительный клапан предназначен для уравнения давления на пакере по окончании исследования. Кроме того, он служит байпасом для спуска и подъема оборудования.

Шток уравнительного клапана через сменную муфту соединен со штоком впускного клапана каркасом блока пробоотборника, на котором закреплены три пробоотборочные камеры. Приспособление, управляющее их работой, обеспечивает поочередную или одновременную работу камер. Режим работы пробоотборника задается при сборке УСПД перед очередным испытанием. Сигнальное приспособление УС-146 предназначено для передачи на поверхность сигнала о создании депрессии на пласт. Сигнал о создании депрессии передается на поверхность в виде увеличения нагрузки на индикаторе веса с одновременным проседанием труб на 3-8 см. Принцип действия сигнального приспособления заключается в том, что для передачи депрессии на пласт осевая нагрузка передается размещенным ниже узлам через масляную подушку. Открытие впускного клапана и уменьшение давления под впускным клапаном и под пакером приводят к разгерметизации масляной камеры, в результате чего шток сигнального приспособления быстро перемещается вниз, что отображается на показаниях ГИВ и положении труб.

2.5. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ИСПЫТАТЕЛЯ ПЛАСТОВ

2.5.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ИСПЫТАТЕЛЬ ПЛАСТА ИПГ

ИПГ - основной узел комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного разделения полости пустых или частично заполненных жидкостью бурильных труб и затрубного пространства при спускоподъемных операциях. При выполнении операций по вызову притока и восстановлению давления при помощи уравнительного клапана в испытателе и под пакером выравнивают давление, что облегчает спуск и срыв пакера. Одной из главных функций испытателя, входящего в состав многоцикловых испытателей пласта (МИГ), является создание многократных депрессий (открытых и закрытых периодов), способствующих очистке пласта и повышению качества информации за счет записи КВД после каждого притока. Шифр испытателя пластов многоциклового действия - ИПМ.

Конструкция испытателя пласта диаметром 146 мм изображена на рис. 2.8. Испытатель состоит из корпуса, внутри которого перемещается шток 3 с впускным клапаном 11 для впуска жидкости из пласта в трубы. В верхней части переводника установлен разделительный поршень 5, благодаря которому гидравлическое давление внутри тормозной камеры поддерживается равным гидростатическому давлению столба промывочной жидкости в затрубном пространстве. При передаче на испытатель нагрузки от бурильной колонны его шток 3 прижимается к упорному кольцу поршня 6 и тормозная жидкость из нижней части камеры будет перетекать в верхнюю полость по

Рис. 2.8. Многоцикловой испытатель пластов ИПМ-146:

1 - штуцер; 2 - фильтр; 3 - шток; 4 - ограничивающая втулка; 5 -разделительный поршень; 6 - пор-шень; 7 - сальниковый вкладыш;


8 - гайка; 9 - гильза уравнительного клапана; 10, 12 - герметизирующие втулки; 11 - приемный клапан

кольцевой щели, образовавшейся между стенками канала и стержнями в поршне 6.

Во время перетока жидкости шток 3 вместе с приемным клапаном 11 и гильзой 9 уравнительного клапана будет медленно перемещаться вниз относительно корпуса. Таким образом достигается замедленное закрытие уравнительного клапана и плавное открытие приемного клапана испытателя пласта. В момент, когда герметизирующие кольца поршня 6 окажутся ниже радиальных отверстий переходника, гидравлическое сопротивление перетока жидкости исчезает и шток испытателя вместе с гильзой уравнительного клапана под воздействием механической нагрузки приходит в граничное нижнее состояние. Этот момент четко фиксируется индикатором веса на устье скважины, что является очень важным показателем закрытия уравнительного и открытия приемного (впускного) клапанов испытателя для поступления пластовой жидкости в бурильные трубы. По истечении заданного времени открытого периода испытания колонну бурильных труб приподнимают до полного снятия нагрузки с пакера. При этом шток испытателя вместе с приемным клапаном 11 свободно перемещается вверх, так как его выступ отходит от герметизирующего бурта упорного кольца поршня 6. Тормозная жидкость из надпоршневого пространства в подпоршневое свободно без гидравлических потерь перетекает по широкому кольцевому каналу между штоком 3 и поршнем 6.

После закрытия приемного клапана растягивающее усилие через гильзу 9 уравнительного клапана передается на корпус испытателя пластов, жестко связанный с размещенным ниже раздвижным механизмом, предупреждающим возможность преждевременного открытия уравнительного клапана. Пр и повторной передаче на шток испытателя сжимающего усилия приемный клапан опять откроется. Таким образом, путем осевых перемещений колонны бурильных труб можно многократно осуществлять открытый и закрытый периоды испытания.

2.5.2. ЗАПОРНО-ПОВОРОТНЫЕ КЛАПАНЫ

Запорно-поворотные клапаны (рис. 2.9) предназначены для закрытия скважины (бурильных труб, расположенных выше пакера) по окончании периода притока с целью записи кривой восстановления давления (КВД), а так-


Рис. 2.9. Запорно-поворотный клапан КЗ-145:

1 - грузовой шток; 2, 17 - переводники; 3 - гильза; 4 - храповик; 5,

19 - пружины; 6, 7 - сферические опоры; 8 - нижняя опора; 9, 12 -штифты; 10 - гайка; 11 - винт; 13 -корпус;    14    -    верхняя    гильза;

15 - гильза; 16, 20 - клапаны;

18 - втулка; 21 - седло; А - осевой канал; В - радиальные отверстия; В - отверстие; Г - герметизирующие кольца

Параметры

ЗП2-145

ЗП2-127

ЗП2-95

ЗП2-80

ЗП2-65

Внешний диаметр, мм

146

127

95

80

67

Длина, мм

1517

1510

1980

2000

1830

Рабочий ход, мм

Число оборотов, необходимое для обеспечения периодов:

20

20

90

90

70

первого закрытого

10

10

10

10

10

второго открытого

20

20

20

20

20

второго закрытого

30

30

30

30

30

Минимальный диаметр проходного канала, мм

Допустимая нагрузка (при р = 0-45 МПа), кН:

20

20

15

15

15

сжимающая

2700

1800

1000

600

250

растягивающая

2600-1150

1800-790

1000-900

600-400

250-180

Допустимый крутящий момент, кН-м

29

23,3

17,2

8,6

3,4

Усилие гидравлической неуравновешенности (рг = 10 МПа), Н

8600

1960

1310

0

Тип присоединительной резьбы

З-121

З-101

З-76

З-62

З-56

Масса, кг

167

135

120

68

38

же для автоматического заполнения раствором бурильных труб при спуске в скважину ИПТ (для регулирования депрессии на пласт при испытании). Различают клапаны одинарного (КЗ, ИП) и двойного перекрытия (ЗП2), позволяющие осуществлять соответственно один или два открытых и один или два закрытых периода. Созданы также запорно-поворотные клапаны многоциклового действия ЗПКМ2. Управление режимами испытания (запорным клапаном) осуществляется вращением колонны бурильных труб.

Техническая характеристика запорно-поворотных клапанов двойного закрытия представлена в табл. 2.5.

2.5.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЯССЫ

Гидравлические яссы служат для обеспечения снятия пакера с места или при ликвидации прихвата хвостовика и фильтра. В зависимости от конструктивного исполнения яссы можно разделить на две основные группы: открытого и закрытого типов. Тормозная камера яссов открытого типа соединяется с затрубным пространством и заполнена промывочной жидкостью. Растягивающее усилие, необходимое для их включения в работу, зависит от гидростатического давления столба бурового раствора в затрубном пространстве. В яссах закрытого типа тормозная камера заполняется жидкостью (специальной, например, маслом МС-20) и герметично изолируется от контакта с буровым раствором.

В отличие от яссов открытого типа растягивающее усилие, необходимое для включения в работу ясса закрытого типа, не зависит от величины гидростатического давления столба промывочной жидкости в затрубном пространстве, что является одним из основных его преимуществ. Принципиальная схема ясса закрытого типа изображена на рис. 2.10. При передаче сжимающего усилия подвижной шток 2 с поршнем 3 занимает граничное нижнее состояние относительно корпуса 1. Для включения ясса в работу на шток 2 через колонну бурильных труб передается растягивающее усилие. При этом шток своим выступом прижимается к седлу поршня 3 и тормозная жидкость может перетекать в подпоршневое пространство лишь по кольцевой щели

малого сечения. Благодаря этому создается значительное гидравлическое сопротивление перетока жидкости, в результате чего нижняя часть бурильных труб со штоком 2 передвигается медленнее ее верхней части и колонна растягивается в пределах упругой деформации. По истечении некоторого времени поршень 3 выходит в расширенную часть корпуса 1. При этом гидравлическое сопротивление перетока жидкости мгновенно исчезает, шток 2 под воздействием усилия упругой деформации колонны бурильных труб резко перемещается в граничное верхнее состояние и ударяется выступом в торец камеры. Этот удар через корпусные детали ясса передается оборудованию, расположенному ниже. Для создания повторного удара достаточно опять передать на шток 2 сжимающую нагрузку, под воздействием которой он вместе с поршнем свободно вернется в граничное нижнее состояние, а затем повторить подъем колонны бурильных труб.

2.5.4. ПАКЕРЫ МЕХАНИЧЕСКОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ИСПЫТАТЕЛЕЙ ПЛАСТОВ

Эти пакеры предназначены для герметичного разобщения испытуемых пластов с остальной частью ствола скважины. Для проведения операций в необсаженном стволе скважины используют пакеры трех типов: с жесткой металлической опорой, с раздвижной резиновой опорой и с раздвижной металлической опорой. Принцип их действия одинаковый и заключается в том, что при упоре хвостовика на забой скважины или на ее стенки (с использованием специальных якорных приспособлений) на остов пакера создается механическая сжимающая нагрузка, под воздействием которой элемент пакера деформируется до плотного прижатия его к стенкам скважины.

Технические характеристики пакеров содержатся в табл. 2.6.

Т а • л и ц а 2.6

Параметры

ПЦГ-146

ПЦГ-95

ПЦГ-65

Диаметр, мм:

остова

146

95

67

штока

73

40

34

сменного резинового элемента

220; 195;

145; 135;

92; 87;

180; 170

115; 109

78; 67

Оптимальная сжимающая нагрузка при пакерова-

80-120

60-80

20-40

нии, кН

Допустимый перепад давления, МПа

45

45

45

Допустимая растягивающая нагрузка (при пере

600

250

150

паде давления 45 МПа), кН

Длина, мм:

осевая

2300

1525

1410

резинового элемента

980

640

720

Средняя масса, кг

180

65

33

Конструкция пакера с жесткой металлической опорой изображена на рис. 2.11. Резиновый элемент 4 в верхней части имеет металлическую головку с резьбой, через которую его соединяют с переводником 3. Под резиновым элементом установлена опора 5 соответствующего диаметра, навинченная на переводник 6. При помощи замковой резьбы этот переводник соединяется с фильтром. Под действием механической сжимающей нагрузки переводники 1 и 3 смещаются вниз относительно штока 2, вследствие чего резиновый элемент 4 сжимается, перекрывая ствол скважины. После окончания испытания корпусные детали пакера под воздействием растягивающего усилия смещаются вверх и его резиновый элемент возвращается в исходное положение.

Опыт эксплуатации пакеров свидетельствует, что для обеспечения нормальной проходимости при спуске в скважину их максимальный внешний диаметр должен быть в 1,1-1,15 раза меньше диаметра скважины. На гидравлический элемент пакера при передаче на него механических усилий воздействует также гидравлическое усилие, возникающее при соединении подпакерной зоны с полостью бурильных труб, т.е. в момент открытия приемного клапана испытателя пластов. Значение перепада давления, выдерживаемое резиновым элементом пакера, может достигать 45 МПа.


2.5.5. ОПОРНЫЕ ЯКОРЯ

Когда возникает необходимость разгрузить бурильный инструмент не на забой скважины, а на ее стенки, в компоновку включаются ее опорные якоря. При их использовании можно устанавливать пакер в разных интервалах скважины в зависимости от состояния ее ствола и проводить селективные испытания нескольких горизонтов за один спуск инструмента, а также горизонтов с большим удалением от забоя скважины.

Промышленность выпускает следующие опорные якоря: для работы в открытом стволе - ЯК-110/135, ЯК-132/158, ЯК-170/220, ЯК-190/240; для работы в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 114, 140 и 168 мм - металлические якоря ЯМ-95/114, ЯМ-95/140, Ям-95/168.

Опорные якоря используются, когда забой скважины находится на расстоянии более 50 м от испытуемого объекта, а также при испытании нескольких объектов за один спуск испытателя пластов. Это позволяет исключить установление дорогих цементных мостов и значительно сократить затраты времени на испытание скважины.

На рис. 2.12 изображена принципиальная схема опорного якоря, который при работе с испытателями пластов свинчивается переводником 1 с ниппелем 10 пакера ПЦГ-146, ПЦГ-95. При спуске ИПТ в скважину упорные плашки 3 находятся в сцеплении с фиксатором 4 и размещаются в нижней части конуса 2. Подпружиненный планками 6 центратор якорного приспо

собления при спуске скользит по стенке скважины, а винтом 8, расположенным в пазу втулки 9, удерживается от перемещения вверх вдоль штока 7. Проталкиватель упорных плашек 3 размещен ниже фиксаторов и соединен с обоймой 5.

Для приведения опорного якоря в рабочее состояние на необходимой глубине надо выполнить следующие операции: поднять колонну труб на 1-2 м; ротором повернуть колонну труб на 1,5-2 оборота вправо, чтобы вывести винт

8 из зацепления в фасонном пазу втулки 9; плавно опустить бурильную колонну и разгрузить ее до 120-150 кН. При этом шток двигается вниз относительно центратора, который за счет трения планок 6 удерживается на стенке скважины, а проталкиватель отжимает фиксатор 4 и перемещает упорные плашки 3 по направляющим пазам конуса. Упорные плашки при дальнейшем движении штока 7 входят в контакт со стенкой скважины и тормозят скольжение якорного приспособления вниз.

С момента внедрения упорных плашек в стенки скважины осевая нагрузка на пакер воспринимается упорными плашками и передается на стенки скважины. При сня тии пакера с места его установки осевая нагрузка снимается натяжением колонны бурильных труб, шток перемещается вверх относительно центратора якоря, винт входит в фигурный паз гильзы и фиксирует центратор якорного приспособления. Упорные плашки под воздействием собственного веса опускаются по направляющим пазам конуса и входят в сцепление с фиксатором. При последовательном испытании двух и более объектов на один спуск-подъем якорное приспособление устанавливается выше (или ниже) испытуемого интервала подъемом (или спуском) некоторого числа труб и выполнением операций, аналогичных описанным выше.

Применение якорей обеспечивает точную привязку пакера к исследуемому пласту, исключает из компоновки испытателя пластов хвостовики и затраты на установление цементных мостов при испытании с селективным разобщением пластов независимо от расстояния до забоя скважины. Якоря применяются в комплексе с ИПТ для исследования открытого ствола скважин диаметром 118; 140; 145; 190; 214; 215,9 мм и с оборудованием для ремонта скважин, обсаженных колонной диаметрами 140; 146; 168; 219; 245 мм.

Основные технические данные якорей приведены в табл. 2.7. Заклинивающий узел представляет собой конусную обойму, по пазам которой перемещаются планки для передачи осевого усилия на стенки скважины и закрепления якоря. Регулированное перемещение плашек во время спуска и подъема инструмента в скважине достигается с помощью деталей узла синхронизации. Заклинивающие плашки якоря выводятся в рабочее состояние при освобождении штока в замковом приспособлении. Фрикцион

Параметры

ЯК-

110/135

ЯК-

132/158

ЯК-

170/220

ЯК-

190/240

Диаметр якоря, мм:

по заклинивающему узлу, не более

110

132

170

190

по планкам фрикциона, не более

135

158

220

240

по максимальному выходу, не менее

135

158

220

240

Осевая сжимающая нагрузка на заклинивающий

350

550

900

1100

узел якоря, кН, не более

Осевая растягивающая нагрузка на якорь, кН, не

180

200

350

420

более

Среднее контактное давление, передаваемое на

100

100

90

90

стенки скважины (колонны), МПа, не более Тип присоединительной резьбы: верхняя (муфта)

3-76

3-76

3-121

3-121

нижняя (ниппель)

3-76

3-76

3-121

3-121

Длина якоря, мм, не более

2600

2600

3800

2800

Масса якоря, кг, не более

100

140

210

250

якоря, соединенный с замковым приспособлением, удерживает все подвижные детали якоря в неподвижном состоянии при движении штока вверх или вниз. Планки фрикциона обеспечивают первичное трение якоря на стенках скважины (колонны) во время спускоподъемных операций, перевод якоря из транспортного состояния в рабочее вращением вправо на 1,5-2 оборота труб и плавную посадку колонны труб вниз до закрепления якоря на стенке скважины. Во время этой операции фрикцион удерживается на месте за счет трения о стенки колонны (горной породы), а шток, освобожденный от сцепления в замковом приспособлении, двигается вниз, освобождая цангу синхронизатора, толкатели которого передвигают заклинивающие плашки в пазах обоймы до жесткого закрепления в породе или на стенке колонны под воздействием сжимающей осевой нагрузки, создаваемой весом колонны труб.

2.5.6. МЕХАНИЧЕСКИЙ ПАКЕР ПМ

Пакер ПМ (рис. 2.13) состоит из двух частей: резинового элемента 13 и опорного якоря 15-34. Он служит для разобщения исследуемого объекта и создания опоры для испытываемого инструмента в скважине. В верхней части пакер имеет пробку 1, переводник, состоящий из концевой муфты 2 и патрубка 3 под элеватор, переводника 4, навинченного на шток 14, и корпус-центратор 5 с установленной внутри него силовой пружиной 6. На толстостенном штоке 14, выполненном со шлицевыми проточками, расположены верхний и нижний узлы металлического перекрытия, между которыми находится резиновая уплотняющая гильза (пакер) 13. Наличие узлов механического перекрытия позволяет использовать уплотняющую гильзу меньшей длины и упростить технологию ее изготовления, повысить износоустойчивость резины, особенно при установке пакера в кавернозных коллекторах.

Верхний узел металлического перекрытия состоит из обоймы 7, в которой собраны взаимоперекрывающиеся плашки 8. На внутренней поверхности плашек находятся наклонные срезанные выступы. По диаметру плашек выполнены пазы, в которых установлены замкнутые кольцевые пружины 11, закрытые крышками 9 на винтах 10, что предупреждает выпадение плашек из обоймы, и винт 12. Взаимное перекрытие плашек достигается ступенчатыми срезами их концов.

Нижний узел металлического перекрытия отличается от верхнего конфигурацией обоймы    15. Узел

предварительного    упора    включает


конусную обойму 16 и плашки 17, которые могут двигаться по пазам обоймы. Плашки находятся в сцеплении с фиксаторами 19. При помощи пружины 21 они устанавливаются в пазах переходника 18 и поджимаются гайкой 24 с винтами 20 и 23. Фиксаторы предупреждают вход упорных плашек в рабочее состояние при спуске пакера в скважину. Узел толкателя состоит из штока 33, гильзы 29, соединенной с опорами 25 и 30. Между опорами и направляющей 28 размещены планки 26 с пружинами 27, обеспечивающими трение планок по стенкам скважины. Нижняя опора 30 соединена винтом 31 с гильзой 32, имеющей фигурный вырез и взаимодействующей с винтами 34 на штоке 33. Фиксированное положение гильзы с вырезом и винтом предупреждает перемещение узла толкателя 22 к штоку.

Установка пакера происходит следующим образом. На необходимой глубине в скважине инструмент приподнимается на 1-2 м и после поворота вправо на 1,5-2 оборота плавно опускается вниз. Усилие трения подпружиненных планок 26 удерживает узел толкателя на стенке скважины, а шток 33 с винтами 34, вышедшими после движения вверх - вправо -вниз из сцепления с гильзой 32, перемещается вниз. Движение вниз приводит к утоплению фиксаторов 19 толкателем 22, освобождению плашек 17 от сцепления с фиксаторами и перемещению плашек по пазам конусной обоймы до сцепления с горной породой (стенкой скважины).

Создание осевой нагрузки приводит к сжатию пружины 6 и взаимодействию штока 14 с выступами плашек 8. Это обеспечивает дополнительное перекрытие кольцевого пространства скважины металлическими деталями, предупреждает затекание и защемление деформированной резиновой уплотняющей втулки 13, разобщающей интервал испытания. При снятии осевой нагрузки и движении штока вверх узел металлического перекрытия под воз-

Параметры

ПМ-1-170/190

ПМ-1-190/214

Диаметр, мм:

скважины

190

214

внешний пакера

170

190

Максимальный выход, мм:

упорных плашек

210

234

подпружиненных плашек

210

234

плашек металлического перекрытия в рабочем состоя

186 ± 1

210 ± 1

нии

внутреннего штока

55

70

Осевая нагрузка, кН

80-120

80-120

Перепад давления, МПа

25

25

Длина, мм

3150

3250

Масса, кг

220

250

Тип присоединительной резьбы

3-133

3-133

действием усилия пружины 6 перемещается в исходное положение относительно штока, а кольцевые пружины сдвигают плашки в обоймах.

ПЕРЕКРЫТИЯ


Плашки узла предварительного упора при движении вниз по конусной обойме принимают транспортное положение и входят в сцепление с фиксаторами. Винт 34, двигаясь вверх со штоком 33, автоматически попадает в фигурный вырез втулки 32.

Техническая характеристика пакеров ПМ приведена в табл. 2.8.

2.5.7. ПАКЕРЫ РЕЗИНОВО-МЕТАЛЛИЧЕСКОГО ПРМП-1

Предназначение этого пакера аналогично другим пакерам. Пакер может спускаться с якорным приспособлением и выполнять функции нижнего пакера. В отличие от сер ий-ного пакера ПЦ пакер ПРМП-1 имеет узлы металлического перекрытия кольцевого пространства, что в значительной степени повышает надежность герметизации и износостойкость резинового элемента.

После создания упора в скважине хвостовиком или якорным приспособлением шток 13 (рис. 2.14) двигается вниз и выдвигает плашки 8 металлического перекрытия, между которыми сжимается резиновая уплотняющая втулка 12. Возвращение плашек перекрытия происходит после снятия нагрузки и хода штока вверх. Передача вращающего момента совершается через шлицевое соединение между нижней частью штока и обоймой 14 с патрубком 16. Роль шпонок выполняют винты 15.

Техническая характеристика этих пакеров приведена в табл. 2.9.


Рис. 2.14. Пакер резиново-металлического перекрытия ПРМП-1-170/190:

1, 18 - заглушки; 2 - муфта; 3, 16 - патрубки; 4, 17 - переводники; 5 -корпус-центратор; 6 - пружина; 7, 14 - обоймы; 8 - плашка; 9, 11, 15 -винты; 10 - конечная пружина; 12 - уплотняющая втулка; 13 - шток


Параметры

ПРМП-1-170 /190

ПРМП-1-190/214

Диаметр, мм:

скважины

190

214

внешний пакера

170

190

плашек металлического перекрытия в рабочем

186 ± 1

210 ± 1

состоянии

внутреннего штока

55

70

Осевая нагрузка, кН

80-120

80-120

Перепад давления, МПа

25

25

Длина, мм

2330

2330

Масса, кг

130

150

2.5.8. УРАВНИТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН ПАКЕРА

При применении двухпакерной компоновки ИПТ при селективном испытании пластов в нижний пакер устанавливается уравнительный клапан, предназначенный для обеспечения перетока бурового раствора через шток нижнего пакера при спуске ИПТ в скважину и закрытия проходного канала пакера при установке его в нижнем положении.

Уравнительный клапан (рис. 2.15) снабжен запорной иглой 2, установленной в верхнем переходнике 1 серийного пакера ПЦ -146 или ПГЦ-146.

Седлом уравнительного клапана служит шток 3 пакера, в который при деформации резиновой гильзы входит игла клапана. В компоновке ИПТ по технологии селективного испытания пласта нижний пакер устанавливается при помощи присоединительной муфты, что повышает надежность пакерова-ния и улучшает условия эксплуатации резиновой втулки.

При установлении пакера его резиновая втулка 4, ограниченная нижней опорой 5 и переводником 6, под воздействием осевой нагрузки деформируется, шток 3 двигается вверх, и игла 2


1 перекрывает сечение канала штока, разобщая исследуемый

0 интервал и нижнюю часть ствола скважины. В момент г снятия нижнего пакера с места и подъема ИПТ игла выходит из канала штока и открывает канал для перетока '3 затрубного бурового раствора в интервал под нижним пакером.

2.5.9. БЕЗОПАСНЫЕ ЗАМКИ

При испытании перспективных горизонтов в глубоких скважинах возможно возникновение прихвата хвостовика или пакера. При помощи гидравлического ясса не всегда можно ликвидировать прихват, поэтому необходимы приспособления, обеспечивающие аварийное разобщение колонны бурильных труб и прихваченного оборудования. С этой целью в комплект испытательного оборудования включен безопасный замок, позволяющий при вращении колонны вправо развинтить левое резьбовое соединение


Рис. 2.15. Пакер ПЦ-146 с уравнительным клапаном

этого замка. Безопасный замок, как правило, устанавливают непосредственно над пакером, однако он может быть установлен и под ним.

В корпусе 4 (рис. 2.16) размещен шток 2 с переводником /. В верхнюю часть корпуса ввинчена групдбукса 3 с левой резьбой, находящаяся в постоянном шлицевом сцеплении со штоком 2. Внутренняя полость корпуса выполнена в виде шлицевой втулки с шестью выступами.

Утолщенная нижняя часть штока 2 снабжена тремя шлицевыми выступами, благодаря которым шток находится в сцеплении с корпусом 4.

Пропускное приспособление, состоящее из резиновой втулки 5 и винта 6, служит дополнением к уравнительному клапану испытателя пластов. При передаче сжимающих усилий шток 2 смещается в крайнее верхнее положение, втулка 5 размещается в расточке корпуса и герметично разобщает внутреннюю полость штока и затрубное пространство. Поэтому, если откроется впускной клапан испытателя пластов, внутренняя полость останется изолированной от затрубного пространства.

Принцип работы безопасного замка следующий. В случае прихвата пакеры через колонну бурильных труб передают вращающее усилие на шток 2. Потом инструмент нагружают, и шток 2, переместившись в крайнее нижнее положение, поворачивается вправо вместе с групдбуксой 3 на 120°. После этого инструмент приподнимают, шток 2 смещается на пазах в верхнее положение и проворачивается еще на 120°. Таким образом, при создании усилия кручения и поворотно-поступательных движений шток 2 проворачивается вместе с групдбуксой 3, соединенной с корпусом левой резьбой. Через 12 полных оборотов групдбукса отсоединяется от корпуса, шток 2 свободно вынимается из корпуса, и оборудование поднимают из скважины.

2.6. УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Для проведения работ с трубными испытателями устье скважины обвязывается по схеме, изображенной на рис. 2.17. В частности, такая схема включает монтаж устьевой головки и ее обвязку с насосными агрегатами и может применяться в случае, когда условия испытания позволяют продолжительно (> 1 ч) выдерживать испытательное оборудо-вание в скважине п р и запакерованном стволе. Это в первую очередь относится к условиям проведения работ в обсаженных скважинах, а также в открытом стволе перспективных горизонтов, когда допускается длительное стояние на притоке и поставлена цель исследовать испытуемый пласт при разных режимах его работы. Устьевая головка изображена на рис. 2.18. В корпусе 5 размещен пробковый кран 8, служащий для соединения или или разобщения устьевого

Рис. 2.18. Устьевая головка

манифольда с трубами. Герметичность труб в закрытом состоянии обеспечивается уплотняющими резиновыми кольцами 4, 6, 9. На торцах пробки 10 выполнено углубление под шестигранный ключ, которым закрывают или открывают кран. Шайба 7, закрепленная на корпусе винтами, позволяет установить пробку 10 в необходимом положении (открыто-закрыто). В нижней части корпуса ввинчен ствол 2, на который надета крестовина 3 с резьбами для соединения с устьевым манифольдом. В верхней части ствола размещена заглушка 1. При необходимости вместо нее можно подсоединять показывающий манометр. Между корпусом 5 и крестовиной 3 размещен роликовый подшипник, благодаря которому можно поворачивать корпус со стволом без поворачивания крестовины. Для монтажа устьевого манифольда предусмотрена крестовина, на которой находится проточка под элеватор. Вес всей колонны бурильных или насоснокомпрессорных труб воспринимается роликовым подшипником устьевой головки.

Рис. 2.17. Упрощенная схема обвязки устья скважины:

1 - заглушка; 2 - устьевая головка; 3, 10 - краны высокого давления; 4 - шарнирное соединение; 5 - труба высокого давления; 6 - крестовина; 7 - манометр; 8 - разъединитель; 9 - вентиль; 11 - штуцерная камера



2.7. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА КАБЕЛЕ

При работе испытателя пластов на кабеле выполняются следующие операции:

а)    изоляция небольшого испытуемого участка на стенке скважины от остальных частей ствола при помощи селекторного прижимного герметичного элемента;

б) соединение пористого пространства испытуемого участка породы с баллоном для отбора пробы и создание (при необходимости) дренажного канала в пласте;

в)    отбор пробы жидкости и газа из пласта в баллон и герметизация;

г)    уравнивание давления на участке отбора пробы с гидростатическим, что обеспечивает беспрепятственный подъем прибора.

Наличие притока и изменение давления при испытании контролируются и регистрируются на поверхности при помощи дистанционных датчиков. Для работы используются спускоподъемное оборудование, регистрирующая аппаратура и кабель, применяемые при геофизических исследованиях скважин.

Испытания пластов приборами, спускаемыми на кабеле, имеют свои характерные особенности.

1. Высокая выборочность - исследуется очень небольшой интервал разреза. Это позволяет использовать испытатель для поинтервального исследования, обнаружения места расположения водонефтяного и газожидкостных контактов, отбивки границ пластов.

2. Высокая чувствительность испытателя к наличию углеводородов (нефти и газа) в породах связана с глубокой депрессией, создаваемой в пласте при отборе пробы. Герметизация и хранение в баллоне пластовых газов дает возможность изучать характер насыщения пластов несмотря на наличие зоны проникновения.

3. Точная привязка результатов испытания с каротажными диаграммами позволяет обоснованно выбрать точки испытания и сопоставить эти результаты с данными других геофизических методов. При наличии точной привязки существует возможность испытать пласты малой мощности.

4. Оперативность. На одну операцию, даже при глубоких скважинах, потребуется 0,5— 1,5 ч. Специальной подготовки скважина не требует.

5. Невозможность открытого фонтанирования при испытании, так как во время работ гидростатическое давление в стволе скважины остается неизменным. Это особенно важно при исследовании газоносных пластов.

Учитывая оперативность геофизических методов с информативностью прямого испытания, испытатели пластов обеспечивают увязку результатов испытания с данными каротажа и существенно дополняют комплекс исследований разведочных скважин.

Процесс испытания можно разделить на три последовательные стадии:

1) возникновение и распространение гидродинамического возбуждения в пласте;

2)    движение жидкости и газа из пласта в баллон;

3) восстановление пластового давления в зоне испытания после остановки притока.

Испытание пластов приборами на кабеле является сложным многостадийным, неустойчивым процессом, протекающим в короткие промежутки времени.

Впервые в нефтяной практике испытатель пластов на каротажном кабеле был предложен в 1937 г. Г.С. Морозовым, Г.Н. Строцким и К.И. Бондаренко.

В США работы по созданию испытателей пластов на кабеле проводились фирмой "Шлюмберже". С 1955 г. эти приборы начали широко использоваться фирмой "Шлюмберже" и другими геофизическими фирмами мира.

Испытатель фирмы "Шлюмберже" спускают в скважину на семижильном бронированном кабеле (рис. 2.19). Для работы прибора в скважине используют энергию гидростатического давления жидкости в скважине. После установки прибора в заданном интервале сигналом по кабелю открывается управляющий клапан 1. Промывочная жидкость поступает на поршень-мультипликатор 2, вытесняющий рабочую жидкость, которая наполняет гидравлическую систему прибора, через регулятор давления 4 к поршням 11 прижимающего механизма. Поскольку поршень-мультипликатор создает в системе давление более высокое, чем гидростатическое, поршни 11 выдвигаются из корпуса прибора. При этом прижимающая планка 12 и резиновый уплотняющий башмак 8, закрепленные на поршнях, прижимаются к противоположной стенке скважины с усилием в несколько килоньютонов. После этого по сигналу с поверхности срабатывает перфорационное приспособление 9, создающее дренажный канал в пласте и открывающее доступ пластовому флюиду в емкость прибора 18.

Конструкция емкости для пробы сложная. Она разделена на две части

перегородкой, в которой находится дросселирующее отверстие-штуцер 17 очень малого сечения (0,2-0,002 мм). В верхнюю часть емкости перед спуском прибора заливается вода, очищенная от твердых частиц, в нижней - находится воздух под атмосферным давлением. Поступающие из пласта флюиды давят на подвижный поршень 16, вытесняющий воду из верхней части емкости в нижнюю через штуцер. Депрессия, воздействующая на пласт, определяется гидравлическим сопротивлением штуцера. Снижение величины депрессии для предотвращения разрушения коллекторов позволяет облегчить условия работы уплотняющего башмака и исключить ударные нагрузки в приборе. После отбора пробы открывается клапан 6, подающий рабочую жидкость к гидравлическому клапану баллона 14. Клапан перемещается, герметизируя пробу в баллоне. Для снятия прижимного приспособления открывается клапан 5, соединяющий гидравлическую систему со сливной камерой 19, заполненной воздухом под атмосферным давлением. Рабочая жидкость направляется в сливную камеру, а обратные пружины 13


Рис. 2.19. Принципиальная схема испытателя пластов на кабеле фирмы “Шлюмберже” помогают вернуть башмак и прижимную планку в прежнее положение. Поскольку разница давления под башмаком и гидростатического давления продолжает создавать прижимное усилие, удерживающее башмак, то при этом загорается уравнительный пороховой заряд 10, отрывающий от стенки башмак или разрушающий его. Если не сработает клапан сливной камеры, то натяжкой кабеля срезают аварийный штифт 3. При этом нарушается уплотнение гидравлической системы и давление в ней уравнивается с гидростатическим.

Давление в гидравлической системе и в канале отбора пластовых флюидов контролируется дистанционными датчиками давления 7 и 15. В качестве перфорационного приспособления применяется кумулятивный перфоратор. При установке блока с кумулятивным зарядом большой мощности, способным пробить обсадную колонну и цементное кольцо, прибор может применяться для испытания обсаженных скважин. Наибольший размер прибора в поперечном сечении 140-160 мм в зависимости от перфорационного блока позволяет использовать его в необсаженных скважинах диаметром 228 мм и более и в обсаженных скважинах диаметром более 157 мм.

В поинтервальном испытателе пластов фирмы "Шлюмберже" устанавливаются два кумулятивных заряда на расстоянии 30 см друг от друга. В приборе, предназначенном для работы в необсаженных скважинах, оба заряда находятся внутри одного герметизирующего башмака, а при сборке для обса-женных скважин у каждой точки отбора имеется индивидуальный уп-лотняю-щий элемент небольших размеров. Обе точки отбора соединены каналом с баллоном для пробы.

Наличие двух точек отбора пробы вызвано желанием повысить результативность работ в неоднородных коллекторах, когда попадание на непроницаемый пропласток служит условной причиной отсутствия притока, что требует дополнительных спусков прибора. В обсаженных скважинах, кроме того, наличие двух зарядов повышает надежность вскрытия пласта. В сборке для обсаженных скважин герметизирующие элементы жестко под-соединяются на блоке прижимного приспособления. Уравнительный поро-ховой заряд и разрушающий башмак заменены управляющим уравнительным клапаном, который открывается при убирании прижимного приспособления. Между каналом отбора и баллоном установлен регулирующий клапан, который позволяет отобрать пробу без выстрела кумулятивными зарядами путем соединения герметизированных участков отбора с баллоном. Для повышения надежности герметизации баллона устанавливают обратный клапан.

Испытатели пластов, используемые другими фирмами, незначительно отличаются от испытателя фирмы "Шлюмберже".

Технические характеристики испытателей пластов на кабеле (по каталогу фирмы "Дрессер Атлас") приведены в табл. 2.10.

В б. СССР разработка и применение испытателей пластов на кабеле развивались аналогично зарубежным. ВНИИГДС (г. Уфа, Тверь) были впервые проведены испытания в скважинах и осуществлен серийный выпуск ИПК в 1963 г. После проведения исследований в скважинах глубиной 4 км и более возникла необходимость в новой принципиальной схеме прибора для этих условий. Большие ударные нагрузки и гидравлические удары приводили к заклиниванию подвижных поршней. В результате воздействия высокоскоростных течений раствора с абразивными добавками силовой цилиндр

Область применения

Диаметр

скважины,

Максимально допусти

Максимально допусти

Объем баллона, л

Габа

прибо

риты ра, мм

Масса, кг

мм

мое давление, МПа

мая температура, °С

Дм

Дли

на

Для необсаженных

200-305

140,4

157

20,9

165

8900

600

скважин

Для необсаженных скважин, малогаба

178-343

140,6

177

11,3

133

8800

250

ритные

Для обсаженных

127-178

140,6

177

9,4

92

10 200

320

скважин

изнашивался, ненадежно работали термоустойчивые заряды, уплотняющие резиновые клапаны и т.д.

Для создания термоустойчивого испытателя пластов ИПТ-7-10 была использована замкнутая гидравлическая система двойного действия с золотниковым клапаном-распределителем. Применение золотникового переключателя в термоустойчивом испытателе пластов ИПТ-7-10 исключает возможность возникновения резких гидравлических ударов в гидравлической системе прибора и больших ударных нагрузок в его деталях, которые имели место в испытателях типа ИПК при подаче высокого гидростатического давления на силовой и обратный клапаны. В приборе ИПТ-7-10 опасность заклинивания подвижных частей из-за температурных деформаций меньше, чем в силовом узле испытателя пластов типа ИПК. Это, а также сниженные рабочие перепады давления обеспечивают работу прибора ИПТ-7-10 на больших глубинах при значительных гидростатических давлениях.

Испытатели пластов с дистанционными датчиками давления ИПД-7-10 разработаны на основе прибора ИПТ-7-10 и повторяют его принципиальную схему. Испытатель ИПД-7-10 обеспечивает при отборе проб дистанционную регистрацию давления в баллоне с целью контроля процесса испытания, определение пластового давления и оценку гидродинамических параметров пласта.

Испытатели пластов для необсаженных скважин ИПН-7-10 предназначены для исследования коллекторов, в которых чередуются плотные и проницаемые пласты и значительная часть объекта не дает притока. Поэтому необходимо увеличивать число испытуемых точек, что увеличивает время и стоимость работ.

Прибором ИПН-7-10 при отсутствии притока из испытуемого участка пласта (что видно по показаниям датчиков) можно последовательно испытывать еще 8-10 участков без подъема на поверхность, пока не будет получен приток. При необходимости испытания наиболее перспективного участка можно повторить исследования с выстрелом кумулятивным зарядом.

Испытатель ИПН-7-10 экономически оправдывает "прощупывание" верхней и нижней частей пласта для оценки их эффективной мощности. Испытатель ИПН-7-10 в данное время - основной прибор для исследования необсаженных скважин.

Выпускаются также испытатели пластов для необсаженных глубоких скважин малого диаметра ИПН-5-7 и испытатель пластов для обсаженных скважин ИПО-5-6. Прибор ИПО-5-6 предназначен для исследования основного фонда обсаженных скважин с колоннами диаметром от 125 до 152 мм.

В его конструкции использована принципиальная схема привода от гидростатического давления с замкнутой гидравлической системой двойного

Параметры

ИПК-4-5

ИПК-710

ИПТ-7-10,

ИПД-7-10

ИПН-5-

7

ИПН-7-10

ИПГ-4-7

ИПО-5-6

Диаметр скважины, мм по долоту по колонне

118-145

190-270

190-290

1 40-1 90

190-290

112-196

125-152

Минимальное давле

4

5

4

64

0,5

5

ние скважины, обеспечивающее срабатывание прибора, МПа Максимальное допус

35

50

100

100

100

50

60

тимое давление, МПа Максимальная рабочая температура, °С: скважинного прибо-

100

100

200

200

150

120

120

ра

датчика давления

-

-

120

150

120

120

-

датчика притока

-

-

-

200

150

120

120

Объем баллона, л

3,8

6,3

8

58

6

6

Наличие заряда для

+

+

-

-

+

-

+

создания дренажного канала

Количество циклов

1

1

3

38

10

1

срабатывания прибора без подъема из скважины при испытании непроницаемых интервалов Габариты скважинного прибора, мм: длина

3 000

3 000

2 800

3 000

3 200

2 800

2 850

диаметр без башмака

70

100

102

90

102

80

100

диаметр с башмаком

70

1 32

135

102

1 32

95

115

Количество жил кабеля, необходимое для работы прибора: без датчиков

3

3

1

12

1

3

с датчиками

-

-

3

13

3

3

-

хода, золотниковым распределителем и поршнем-демультипликатором, аналогичная схеме приборов ИПН.

Выпускаются также испытатели пластов для структурно-поисковых и гидрогеологических скважин ИПГ-4-7. В конструкции этого прибора использована принципиальная схема электромеханического привода. Такой тип привода может быть успешно реализован на глубине до 3000 м, позволяет проводить работу независимо от величины гидростатического давления и дает возможность многократного срабатывания прибора.

Для работы с испытателями пластов на кабеле используется передвижная лаборатория на автомобиле. В ней смонтировано оборудование, необходимое для разборки и проверки испытателей, тарирования дистанционных датчиков. Пульт управления и контроля находится на другой машине -каротажной станции-подъемнике.

Технические характеристики испытателей пластов, выпускаемых серийно, приведены в табл. 2.11.

2.8. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ НА БАЗЕ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ

В Ивано-Франковском институте нефти и газа (Р.С. Яремийчук, В.Р. Воз-ный, 1979-1985 гг.) разработана принципиально новая конструкция испытателей пластов на базе струйных аппаратов. Приспособление УГИП-1 (рис.

Рис. 2.20. Устройство для гидродинамических исследований пластов УГИП-1 на базе струйного аппарата

2.20) состоит из корпуса с седлом 1 под обратный клапан 12 и струйного аппарата 2.


Корпус приспособления снабжен каналами 3 для нагнетания рабочей жидкости, каналами 4 для прохождения эжектированной жидкости, окнами 5 для выхода смешанной жидкости в затрубное пространство и каналом 6 для передачи давления из подпакерного пространства к преобразователю давления в электрический ток.

Верхняя и нижняя части корпуса снабжены резьбой для подсоединения к насосно-компрессорным трубам. Струйный аппарат включает в себя подсоединяющую головку 7, преобразователь давления мембранный тензометрического типа ПДМТ 8, твердосплавный насадок 9, камеру смешения 10, диффузор 11, об ратный клапан 12 со штоком 13, втулку 14 для подсоединения измерительных приборов (глубинного манометра, тер -мометра и расходомера). Присоединительная головка имеет разъем для обеспечения электрического контакта. Приспособления УГИП-1 и УЕОС-

2 предназначены для испытания пластов и вызова притока из продуктивных горизонтов с одновременной очисткой призабойной зоны пласта в обсаженных эксплуатационной колонной скважинах.

Устройство позволяет:

в процессе испытания скважины проводить запись кривых восстановления давления после снижения давления в подпакерном пространстве; управлять величиной депрессии и временем ее действия без использования компрессорных и азотных установок;

проводить циклическое воздействие на пласт в режиме депрессия - репрессия с целью очистки призабойной зоны пласта;

проводить дистанционный контроль при помощи регистрирующих п ри-боров изменения забойного давления в процессе исследования фильтрационных характеристик пласта и очистки его призабойной зоны.

Исследование скважин с помощью УГИП-1 проводят в указанной ниже последовательности:

спускают на насосно-компрессорных трубах пакер и корпус приспособления (после соответствующего действия - подготовки скважины) и па-керуют кольцевое пространство;

устанавливают фонтанную арматуру с лубрикатором, опрессовывают отдельно НКТ и пакер соответствующими опрессовочными клапанами;

спускают на каротажном кабеле струйный аппарат с обратным клапаном до его посадки в корпус;

проводят исследования, прокачивая рабочую жидкость через НКТ и струйный аппарат насосным агрегатом.

При прохождении рабочей жидкости через струйный аппарат в камере смешения снижается давление, за счет чего обратный клапан открывается, и депрессия передается в подпакерную зону. Величина депрессии и время ее действия зависят от расхода рабочей жидкости, прокачиваемой через струйный аппарат, параметром контроля является давление насосного агрегата.

Прекращение подачи рабочей жидкости ведет к уравниванию давления в камере смешения и внутри НКТ, обратный клапан при этом закрывается, и в подпакерном пространстве происходит процесс восстановления давления. Цикл может повторяться многократно с различными значениями депрессии и при различной длительности периодов (притока и восстановления давления) и циклов. Регистрацию давления ведут на диаграмме в каротажной лаборатории АКС-Л; также возможна установка автономного глубинного манометра и пробоотборника к хвостовику обратного клапана.

Технические данные УГИП

К достоинствам указанного устройства относится то, что при испытании перспективных горизонтов имеется возможность проводить параллельно и геофизические исследования без дополнительных спускоподъемных операций с НКТ и бурильным инструментом.

2

МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ И УВЕЛИЧЕНИЕ ОХВАТА ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА ВОЗДЕЙСТВИЕМ

2.1. МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Анализ современных методов и технологий ограничения притока вод в скважины с точки зрения оценки возможности их использования для решения задачи увеличения охвата залежей заводнением показал, что применение их при эксплуатации обводненных продуктивных пластов способствует увеличению отбора из них нефти.

В научно-технической литературе не освещено с достаточной полнотой теоретическое и экспериментальное обоснование применения технологий по ограничению движения вод в пластах при разработке нефтяных месторождений. Одной из причин указанного является недостаточная изученность механизма образования водоизолирующей массы химреагентами и воздействия их на нефтенасыщенный пласт.

Результаты многолетних исследований по этой проблеме приведены в работах [50, 53, 54, 61 137, 145, 147, 154 и др.]. Основные выводы из этих работ заключаются в следующем.

Сущность любой ремонтно-изоляционной работы в добывающей скважине с применением водоизолирующего материала сводится к перекрытию путей притока воды в нее избирательным воздействием на источник обводнения: на смежные пласты и пропластки-обводнители, обводненные зоны в продуктивном объекте, а также на

пути водопритоков в виде трещин в коллекторе и других каналов в заколонном пространстве. Для этой цели разработаны различные методы с применением водоизолирующих материалов и технических средств.

Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от влияния закачиваемого реагента на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные (рис. 2.1). Такое разделение определяется физикохимическими свойствами материала.

Ограничение притока воды носит неселективный характер, если используется для этой цели материал, который, независимо от насыщенности среды нефтью или водой, образует экран, не разрушающийся в течение длительного времени в пластовых условиях. Отключение коллектора или части его разработки при неселективных методах осуществляется цементированием, закачиванием в пласт фильтрующихся в пористую среду химпродуктов, установлением пакеров и перекрывающихся устройств. При этом основными материалами являются цемент, образующий в пластовых условиях вследствие гидратации твердую малопроницаемую массу, сохраняющую длительное время свои механические свойства [35, 202], полимерцементные растворы на основе тампонажного цемента и фенолформальдегидных смол или мономеров акриламида [11, 49, 51, 90, 130, 180, 217], пеноцементы, разработанные для условий неустойчивых сильновыработанных пластов месторождений [70]. Пеноцементы используются на промыслах ОАО "Татнефть", АНК "Башнефть", в Западной Сибири и др. Определены области эффективного применения их в зависимости от геолого-физических условий [31, 183, 202, 204 и др.].

Методы цементирования [7, 31, 49, 50, 54, 106, 138, 145, 183, 195, 202, 216 и др.] сводятся к задавливанию цементной суспензии в пути водопритоков по заливочным трубам с пакерующим устройством и без него. Для нагнетания суспензии используется как эксплуатационный фильтр, так и специальные отверстия, создаваемые в интервале источника обводнения. Нагнетание через эксплуатационный фильтр предполагает ограниченную фильтрацию цементных частиц в пористую среду. Излишняя часть суспензии вымывается или разбуривается, нефтенасыщенная часть пласта повторно вскрывается перфорацией [49, 50, 54, 138, 145, 204, 216]. При цементировании через спецотверстия цементный мост в зоне перфорации не разбуривается.

Указанная технология на промыслах Республики Башкортостан широко применялась для установления экранов в зоне водонефтяного контакта (ВНК) путем гидроразрыва. Успешность операций не

Таблица 2.1

Результаты цементирования по скважинам Ромашкинского месторождения

Успешность РИР при цементировании через

эксплуатационный фильтр

спецфильтр с пакером

Способ изоляции притока вод

без пакера

с пакером

общее

из них успешных

общее кол-

из них

общее кол-

из них

кол-во

во

успешных

во

успешных

ремонтов

кол-во

%

ремонтов

кол-во

%

ремонтов

кол-во

%

Пластовые воды

Нижних подош

венных:

отключение об

8

2

25

15

9

60

21

10

48

водненной части

пласта

отключение об-

46

26

56

15

7

46

-

-

-

водненного пла-

ста

тампонирование

20

12

60

80

42

52

35

17

48

каналов в зако-

лонном про-

странстве

Итого:

74

40

54

110

58

53

46

24

52

Закачиваемые воды

отключение

103

71

69

21

14

67

-

-

-

нижнего пласта

отключение

14

5

36

-

-

-

64

28

43

средних и верх-

них пластов

превышала 35 - 45 % [7, 106, 195, 202, 216], что объясняется слабой управляемостью распространением трещин в продуктивном пласте [54, 90, 202]. Ограничение притока воды в успешных операциях, как указывают авторы этих работ, является результатом заполнения крупных каналов в заколонном пространстве скважины цементной суспензией и отключения части пласта из разработки.

На месторождениях Республики Татарстан эти работы проводились без гидроразрыва пласта. Как видно из табл. 2.1, успешность их изменяется в пределах от 25 до 69 % при различных методах цементирования и видах обводнения. Результаты анализа распределения успешности проводимых операций в зависимости от геологического строения пластов и технологии цементирования показали следующее.

1.    В 89,5 % рассмотренных скважин цемент применялся для отключения обводненного пласта из разработки. Средняя успешность работ составила 55 %.

2.    Максимальная успешность (69 %) была достигнута при отключении нижних пластов, минимальная (25 %) - при ограничении подошвенных вод.

3.    В литологически однородных пластах с подошвенной водой цементирование с последующим сохранением прежнего эксплуатационного фильтра обеспечивало 25 % успешных операций, при частичном отключении пласта - 48 %.

4.    Применение вспомогательных средств (пакеров, перекрывающих устройств) не приводит к существенным изменениям в успешности ремонта, что связано, с одной стороны, с конструктивными недостатками технических средств, с другой - с несоответствием свойств тампонирующего материала условиям эксплуатации пластов.

5.    Безрезультатное цементирование, при котором не произошло отключение обводненных пластов из разработки, является следствием ограниченной фильтруемости цементной суспензии в пористую среду, в микротрещины, недостаточной седиментационной устойчивости. Сюда же можно отнести высокий модуль упругости и низкие адгезионные свойства образующегося камня относительно поверхности, покрытой нефтью [31, 49, 216].

Обобщение результатов анализа методов цементирования показало, что механизм ограничения водопритоков основывается на отключении обводненного пласта или пропластка из разработки, либо заполнении крупных трещин в матрице пласта и каналов движения воды в заколонном пространстве скважины. Ограниченная фильт-руемость цементной суспензии в пористую среду (0,1 - 0,2 м3 на 1 м перфорированного интервала) [106, 36, 216] указывает на локальный характер действия этой технологии на обводненный пласт.

Известные в научно-технической литературе неселективные методы с применением фильтрующихся в пористую среду материалов [33, 116, 181, 202 и др.] по механизму образования водоизолирующей массы можно разделить на две большие группы - основанные на отверждении самого закачанного раствора в полном объеме и на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов.

В общей классификации полимерных, олигомерных и мономерных материалов по физико-химическим принципам образования закупоривающего материала [61] к первой из указанных групп относятся смолы, которые вступают в реакции полимеризации, поликонденсации с образованием сплошной полимерной массы с пространственной структурой. Наиболее широко в нефтепромысловой практике применяются фенолформальдегидные смолы ТСД-9, ТС-10, жидкие фенолформальдегидные смолы СФЖ-3012, ВР-1, ГТМ-3, резорциноформальдегидные и мочевиноформальдегидные смолы, отверждающиеся в присутствии таких отвердителей, как формалин, уротропин, органические и минеральные кислоты, независимо от свойств жидкой среды пласта [16, 31, 32, 76, 116, 131, 156 и др.].

К методам, основанным на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов, относится метод нагнетания в пласт готовой смеси жидкого стекла (Na2SiO3) с соляной кислотой, которая со временем переходит в нерастворимый кремнезоль. Успешность применения метода оказалась невысокой, технологические операции после закачивания указанных компонентов завершаются последующим цементированием [33]. Сюда же относятся методы, основанные на последовательном закачивании в пласт нескольких реагентов, образующих осадок в результате химического взаимодействия между собой. Для этих целей применяют SO2 и H2S, MgCl2 в сочетании с NaOH, NH4OH, Ca(OH)2 [33, 34, 184].

В отличие от цемента и смол, отверждающихся в полном объеме, осадкообразующие реагенты только частично закупоривают пористую среду. Эти методы, как и методы, основанные на механическом смешении в пластовых условиях, не нашли широкого применения из-за низкой эффективности воздействия на пласт. К тому же в нефтенасыщенной части коллектора не исключается снижение проницаемости.

Закачивание в обводненный продуктивный пласт фильтрующихся в пористую среду неселективных материалов также приводит к отключению его из разработки независимо от свойств насыщающих жидкостей. Согласно теоретическим исследованиям [73, 14, 170] своевременное отключение обводненного интервала многопластовых залежей приводит к сокращению сроков разработки и увеличению конечной нефтеотдачи в результате повышения охвата пласта заводнением. Целесообразность применения указанной технологии в системе разработки Ромашкинского месторождения подтверждена добычей свыше 10 млн т нефти в результате отключения высокооб-водненных пластов [126]. Эти результаты можно объяснить ослаблением влияния неоднородности коллектора по проницаемости и перераспределением потоков, так как из разработки в первую очередь отключаются наиболее высокопроницаемые пласты, по которым происходит опережающее обводнение скважин.

Для исключения негативных явлений, связанных с закачиванием неселективного материала в пласт, в нефтепромысловой практике разработан ряд технологий, исключающих попадание его в нефтенасыщенную часть коллектора: с применением пакеров, путем одновременно-раздельной закачки водоизолирующего состава и нефти [154, 213] и предварительное тампонирование нефтенасыщенной части коллектора высоковязкими углеводородными жидкостями. На преимущественной фильтрации водорастворимых смол типа ТСД-9 в обводненные зоны с низким фильтрационным сопротивлением основывается селективный метод изоляции [31]. Однако из них широкое применение нашли только методы, в которых закачивание водоизолирующих материалов производится с использованием пакеров.

Второе направление разработки методов ограничения притока вод в скважины основывается на закачивании в пласт реагентов, избирательно снижающих проницаемость обводненных зон. Для селективного закупоривания путей водопритоков в научнотехнической и патентной литературе предлагается большой перечень водоизолирующих материалов. Применение цементной суспензии на углеводородной основе для этой цели базируется на отверждении ее в водонасыщенной части пласта и при сохранении жидкого состояния в нефтенасыщенной из-за отсутствия воды для гидратации цементных частиц [7, 31, 106, 104, 216 и др.]. Большинство проведенных работ завершается повторным вскрытием пласта перфорацией из-за отсутствия притока и многократного снижения продуктивности скважин, что можно объяснить гидратацией цемента остаточной водой и кольматацией порового пространства частицами цемента [54, 204 и др.].

Указанного недостатка лишены фильтрующиеся в пласт водоизолирующие материалы, обладающие селективностью физикохимических свойств относительно нефти и воды. Анализ зависимости технологических процессов от свойств реагентов и механизма образования водоизолирующей массы, приводимых в научнотехнической литературе, позволяет выделить пять групп селективных методов [53]:

1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде, с использованием таких материалов, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, крезоле, ацетоне, спирте, и других перенасыщенных растворов твердых углеводородов в растворителях [33, 34]. Применяются вязкие нефти, эмульсии и другие нефтепродукты [106], нефтерастворимые смолы и латексы типа СКД-1 [96, 103]. Селективная изоляция парафином осуществляется путем предварительного подогрева пласта или нагнетанием его в пласт в расплавленном виде. При охлаждении в водонасыщенной части парафин выпадает в осадок, а в нефтенасыщенной - он растворим. Могут применяться термопластичные полимеры - полиолефины [197], изменяющие свое физическое состояние под воздействием пластовой температуры. Наиболее доступны из них полиэтилен низкого давления (ПНД) и побочные продукты его производства, слабо растворяющиеся в воде, но разрушающиеся в углеводородной жидкости (керосине, бензине, нефти). Термопластичными полимерами обработано более 20 скважин на Малгобекском месторождении в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Успешность операций составила 72 - 78 % при добыче дополнительно около 2,5 тыс. т нефти на одну скважино-обработку.

Из перечисленных реагентов промышленно внедрены только нефтерастворимые латексы и ПНД при ограничении водопритоков в скважины, т.е. при решении частных задач повышения охвата пласта заводнением в призабойных зонах пласта.

2.    Вторая группа методов избирательного действия на обводненную часть пласта основывается на образовании закачиваемыми в пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах (см. рис. 2.1). Предлагается закачивать неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (М - одновалентный щелочной металл), которые, реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель [34]. В результате гидролиза в обводненных зонах пласта образуется осадок - гипаносернокислотной смеси [25], кремнийорга-нических соединений (силаны) [55]. Более прочную массу образуют кремнийорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия на коллектор [124, 214]. Опытно-промышленные испытания указанных составов, произведенные на Анастасиевско-Троицком месторождении Краснодарской области и месторождениях Грузии в карбонатных коллекторах, показали возможность эффективного применения их для ограничения водопритоков в скважины.

Полиизоцианты, в частности, полиуретаны, в водной среде увеличиваются в объеме в 10 - 15 раз по сравнению с первоначальным [205]. Проведенные институтом КазНИПИнефть на месторождении Узень промысловые испытания полиуретанового клея КИП-Д, отверждающегося только в водной среде, показали реальность осуществления ограничения притока воды в скважинных условиях с применением указанного реагента. Незначительность объема осадка и сложность технологии с применением полимеров удерживают широкое внедрение данной группы технологий в производство.

3.    Третья группа селективных методов основана на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Ca2+, Mg2+, Fe3+ и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. При смешении с водой производные целлюлозы образуют объемистый волокнистый осадок, сшитый катионами кальция [33, 181]. При взаимодействии производных целлюлозы и акриловых кислот с указанными катионами из раствора высаживается ряд сополимеров полиакриловой и метакриловой кислот с высокой степенью гидролиза [114, 138, 156, 162 и др.]. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтенасыщенную породу.

В отечественной нефтяной практике из полимерных материалов наиболее широко испытывались латексы и мылонафты, их способность образовывать водоизолирующую массу основывается на коагуляции полимера при смешении с минерализованной водой и сохранении первоначальных физических свойств в нефти [96, 106, 120, 138]. Однако полимеры, как водоизолирующий материал, по свойствам неравнозначны. Несмотря на одинаковые условия применения гипана, латекса ДВХБ-70 и мылонафта были получены совершенно различные результаты.

Детализация технологических операций с применением ДВХБ-70 и других латексов приводится в работе [138]. Из 40 скважино-обработок в НГДУ "Альметьевнефть" успешными были только 15. Анализ неудачных обработок показал, что ДВХБ-70 при взаимодействии с катионами пластовой воды образует крупные полимерные частицы, которые не фильтруются в пласт, а при излишке ПАВ, вводимых для стабилизации дисперсии латекса, полимер не высаживается. Аналогичные результаты были получены при испытании мылонафта [120], что не позволило создать эффективную технологию ограничения притока вод в скважины этими материалами. Положительные результаты были получены только в 1980 - 1984 гг. с использованием нефтерастворимых полимеров [96].

До 70-х годов в отрасли отсутствовали эффективные технологии и химреагенты для селективного воздействия на нефтенасыщенные пласты, что сильно затрудняло выработку коллекторов с остаточной нефтью. В АО "Татнефть" такая проблема стояла особенно остро из-за сосредоточенности значительных запасов нефти в водонефтяных пластах, насыщенных высокоминерализованной водой. Сотрудниками института ТатНИПИнефть был разработан ряд технологий, основанных на применении ионогенных полимеров - гидролизованного по-лиакрилонитрила (гипана) и сополимера МАК-ДЭА [52, 55, 129, 53, 162 и др.]. В отличие от латексов и мылонафта растворы этих полимеров, несмотря на мгновенную реакцию с электролитом, сохраняют свою подвижность, что объясняется образованием структурированного слоя только на поверхности полимерного раствора. Механизм образования водоизолирующей массы указанными полимерами основывается на структурировании полимерного раствора и отверждении осадка в электролите, содержащем катионы поливалентных металлов. Опытно-промышленные работы показали высокую эффективность технологий с применением этих полимеров в терригенных отложениях с минерализованной пластовой водой и возможность применения сополимера МАК-ДЭА в карбонатных коллекторах. Все это позволило впервые в отечественной нефтяной практике создать селективный метод ограничения водопритоков в скважины, внедренный в отрасли в промышленных масштабах.

4. Четвертую группу составляют методы, селективность воздействия которых основывается на взаимодействии реагента с поверхностью пород, покрытых нефтью. К этой группе относятся методы с применением частично гидролизованного ПАА, мономеров акрила-мида, гипаноформальдегидной смеси (ГФС) и др. [38, 68, 11, 114, 133, 134, 157, 165, 176, 205, 230].

Количество сорбируемого полимера, как известно [114, 157], зависит от вещественного состава пород, заряда их поверхности и свойств насыщающих жидкостей. Известняк по сравнению с кварцем обладает значительно большей адсорбционной активностью вследствие повышенной концентрации ионов Са2+. Этим можно объяснить увеличение адсорбционной активности кварца при контакте с полимерными растворами, содержащимися в малых количествах CaCl2 .

Ионы Ca2+, сорбируемые поверхностью кварца, служат связующими мостами между твердой фазой и молекулами полимера. Это необходимо учитывать при выборе полимера при проектировании технологического процесса. При адсорбционном и механическом удержании полимера в пласте возникает остаточный фактор Лост. Величина его, определяемая как соотношение подвижности воды до и после обработки пористой среды полимерным раствором [157]

Яост = (?/ц)ь(?/ц)2,    (2.1)

зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза и проницаемости пористой среды [38, 157, 230]. Яост в нефтенасыщенных породах от 3 до 8 раз ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством полимерных частиц с органическими соединениями нефти [114]. К тому же в нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удержания частиц полимера из-за образования пограничного слоя асфальтенов и смол на поверхности породы [114, 38].

Возможность эффективного применения полиакриламидов в качестве селективного водоизолирующего материала подтверждена отечественной и зарубежной нефтепромысловой практикой [68, 157, 176, 205, 230 и др.]. Так, на Арланском месторождении путем закачивания ПАА через эксплуатационный фильтр в 10 скважинах дополнительно из обводненного коллектора извлечено 29,7 тыс. т нефти [176], на Радаевском (Самарская область) - 3,4 тыс. т при успешности работ на 90 % [139]. Аналогичные результаты получены на Мид-Континенте (США) в 120 скважинах - закачиванием полимерного раствора в добывающие скважины достигнуто резкое сокращение водонефтяного фактора [230].

Факторами, снижающими эффективность применения растворов ПАА при ограничении притока вод в добывающие скважины, являются минерализация воды и высокая проницаемость пластов; фильтрационное сопротивление пористой среды в этих условиях изменяется незначительно [138]. С целью совершенствования технологии применения ПАА предложено совместно и раздельно закачивать его с катионами поливалентных металлов: Fe3+, Cu2+, Cr3+, Zn2+, Co2+, Al3+, которые участвуют в сшивке гидролизованных макромолекул и в образовании геля в пластовых условиях [5, 176].

По механизму образования полимерной массы и селективности действия на коллектор способы применения водных растворов мономеров акриламида [11, 165] и гипаноформалиновой смеси (ГФС) [68] отличаются от описанных выше методов тем, что в пластовых условиях образуется полимерная масса с трехмерной пространственной структурой. Избирательность действия ГФС на движение вод в коллекторе обеспечивается низким сцеплением новообразований с поверхностью, покрытой нефтью, - при создании депрессии на забое они вытесняются из пласта. Промысловые испытания на Ромашкин-ском, Туймазинском, Серафимском нефтяных месторождениях подтвердили реальность достижения указанного принципа воздействия на частично обводненные пласты. Несмотря на закачивание указанных растворов через эксплуатационный фильтр скважины происходит рост дебита нефти при ограничении поступления воды.

5. Пятую группу составляют методы, основанные на гидрофоби-зации пород призабойной зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химпродуктов [68, 106, 124, 214 и др.]. Механизм действия этой группы методов заключается в снижении фазовой проницаемости для воды, в образовании пузырьков газа, которые достаточно прочны в водной среде и легко разрушаются в присутствии нефти. Основной недостаток этих методов состоит в низкой эффективности в условиях интенсивного отбора жидкости из пласта и высоких давлений нагнетания при заводнении, характерных для современных методов разработки.

Образование водоизолирующей массы в результате взаимодействия химреагентов с пластовыми жидкостями является характерной особенностью селективных методов ограничения притока вод в скважины. В некоторых методах компоненты продуктивного пласта являются наполнителями или структурообразователями, что указывает на возможность использования их в качестве водоизолирующего материала. Сохранение подвижности нефти после закачивания водоизолирующих материалов с избирательными свойствами позволяет закачивать их в удаленные от скважины обводненные зоны пласта и тем самым решать практические задачи увеличения охвата воздействием пласта в целом.

По результатам проведенных исследований составлена классификация методов ограничения притока вод в скважины (см. рис. 2.1), составлен ассортимент химпродуктов, применяемых в нефтепромысловой практике в целях ограничения водопритоков (табл. 2.2). Изучение механизма действия их на продуктивный пласт позволило выделить три принципа, характеризующие методы ограничения движения вод в пласте:

1)    отключение обводненного интервала пласта из разработки;

2)    избирательное снижение проницаемости обводненной зоны пласта;

3)    изменение фазовой проницаемости пород.

Избирательность взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта является одним из главных условий эффективного управления фильтрацией жидкостей в нефтеводонасыщенном коллекторе на основе изменения фильтрационного сопротивления его в обводненных зонах.

Большинство известных из научно-технической литературы методов исходят из принципиальной возможности получения

Ассортимент химпродуктов, применяемых для ограничения притока вод в скважины

Наименование

Тип материала

Синтетические смолы:

фенолоформальдегидные

ТСД-9 и ТС-10; БР-12 или СФ-282; ФР-50А, ФРЭС;

СФК-3; ГТМ-3, БР-1 или СФМ-3012

мочевиноформальдегидные

МФ-17

Крепитель "М"

конденсированные амины

Толуилендиаминовая смола ТДА

Предельные полимеры, полиолефины

Полиэтиленовая крошка Полиизобутилен

Полимеры акриловых кислот и их произ-

водных:

сополимеры полиакриловой кислоты и их

Гипан

производные

Полиакриамидгелеобразный и сухой

сополимеры метакриловой кислоты

Метас

Флокулянт "Комета" МАК-ДЭА

Непредельные полимеры:

полибутадиен ДВХБ-70 и их сополимеры

ВМВП-10Х

латексы

ДВКБ-70

СКС-30 или СКС-50

диеновые эпоксидные смолы

СКД-1

Эпоксидные смолы ЭД-16 и ЭД-5

Эпоксидные полимеры:

эпоксиалифатическая смола

ТЭГ-1

эпоксифенольная смола

ГТМ-3, АРЭФС

Полиуретаны:

полиэфируретаиды - изопианата

Клей КИП-Д

Производные целлюлозы:

сложные эфиры целлюлозы (карбоксиме-

КМЦ-500

тилцеллюлозы)

КМЦ-600

простые эфиры целлюлозы

Оксиэтилированная целлюлоза Метилцеллюлоза

Кремнийорганические соединения:

органохлорсиланы

Метилхлорсилан, фенилтрихлорсилан

олигомерные органосилоксаны

Этилакрилхлорсилаксаны ТСН, ТСЭ По-

лидиорганосилоксаны

Жидкое стекло

Этилсиликат

силикаты

Метоксиаэросил Диэтиленгликоль аэросил

Неорганические соединения:

кислоты

Соляная

Алкилированная серная кислота

соли-электролиты

Мономеры:

амиды кислот

Акриламид

олефины

Стирол

Наименование

Тип материала

Углеводородные соединения нефти: продукты сульфирования

окисленные битумы

Органические низкомолекулярные соединения: альдегид

амины и производные

кислота органическая Поверхностно-активные вещества (ПАВ)

НЧК (нейтрализованный черный контакт), контакт Петрова (кислый гудрон) Высокоокисленный битум Х-1 (битумный структурообразователь)

Формалин

Уротропин

Полиэтиленполиамин (ПЭПА) Бензосульфокислота Оксиалкилированные алкилфенолы

водоизолирующего материала на основе химических реакций. В ОАО "НИИНефтепромхим" проведен детальный анализ состояния работ по разработке и внедрению методов ограничения притока вод в добывающие скважины с применением химпродуктов [61, 147]. По результатам этих исследований было установлено следующее.

1.    Крайне неравномерно распределение применения химреагентов для ограничения водопритоков в скважины по нефтедобывающим объединениям (табл. 2.3). Из 18,6 тыс. т химреагентов большая часть - 12,5 тыс. т использована в АО "Татнефть". В нефтегазодобывающих предприятиях, кроме АО "Татнефть", АНК ''Башнефть'', "Куйбышевнефть", "Краснодарнефтегаз", применяется лишь 21%, что указывает на большие резервы добычи дополнительной нефти за счет применения химреагентов.

2.    В нефтяной отрасли было разработано свыше 44 водоизолирующих составов с использованием 56 различных химпродуктов. Из них только 11 находятся на стадии внедрения, 20 - на стадии опытно-промышленных испытаний, 4 технологии испытываются в промысловых условиях и 9 - на стадии теоретических и лабораторных исследований.

3.    Водоизолирующие работы проводились в основном с применением отечественных химпродуктов. По количественному отношению они распределяются так:

а) полимеры - 76,1 % от общего количества, из них 74,74 % занимают полимеры акриловых кислот;

б)    фенолоформальдегидные и другие смолы - 10,53 %;

в)    неорганические кислоты и кремнийорганические соединения -1,97 %;

г)    другие химпродукты - 10,79 % (табл. 2.4).

В отрасли 63,43 % химреагентов применяются по технологиям, разработанным институтами ТатНИПИнефть и НИИнефтепромхим.

Потребление химпродуктов для ограничения водопритоков в скважины и технологическая эффективность их применения при разработке нефтяных месторождений на 1.01.1989 г.

Производственные

объединения

Количество хим-продуктов

Дополнительная добыча нефти, доля от общего объема

Объем изолированной

3

воды, млн м

тыс. т

% от общего количества

Татнефть

12,534

63,80

0,6800

57,14

Башнефть

1,060

6,80

0,8900

-

Куйбышевнефть

1,740

8,70

0,0960

0,52

Нижневартовскнефть

0,002

0,01

0,0001

-

Узбекнефть

0,010

0,05

0,0250

-

Саратовнефтегаз

0,720

3,60

0,0460

-

Оренбургнефть

0,400

2,00

0,0200

0,12

Краснодарнефтегаз

1,940

9,70

0,0090

0,25

Туркменнефть

0,008

0,04

0,0004

-

Грознефть

0,008

0,04

0,0040

-

Коминефть

0,002

0,01

0,0001

-

Томскнефть

0,002

0,01

0,0001

-

Сургутнефтегаз

0,080

0,40

0,0040

-

Мангышлакнефть

0,500

2,50

0,0250

-

Азнефть

0,048

2,40

0,0240

0,95

Пермнефть

0,020

0,10

0,0010

-

Киргизнефть

0,006

0,03

0,0003

-

Урайнефтегаз

0,010

0,05

0,0003

-

Нижневолжскнефтегаз

0,002

0,10

0,0010

-

Таблица 2.4

Потребление химпродуктов на промыслах в виде отдельных композиций

Композиции

химпродуктов

Водоизолирующий состав

Количество

химпродуктов

тыс. т

% от общего количества

На основе полимеров

ПАА

0,230

1,23

ПАА - дисперсная добавка

0,340

1,82

ПАА - смола ТС-10 - формалин

0,580

3,11

ПАА - кислый гудрон (ВУС)

0,880

4,72

Гипан

0,836

52,72

Гипан - формалин - HCl (ГФС)

1,534

8,22

Гипан - HCl

0,352

1,89

Гипан - ПАА

0,192

1,03

МАК-ДЭА

0,012

0,064

"Метас", "Комета"

0,006

0,032

Полимеры ПНД, ППП, ПБП

0,034

0,18

Латекс СКС-30 ШХП и др.

0,128

0,69

На основе синтетических

Клей КИП-Д - растворитель

0,080

0,04

смол

Смола ГТМ-3+ПЭПА

0,175

0,94

Композиции

Водоизолирующий состав

Количество

химпродуктов

химпродуктов

тыс. т

% от общего количества

На основе синтетических

Смола ТЭГ - ПЭПА

0,0036

0,02

смол

ТСД-9 (ТС-10) - формалин

1,6042

8,60

ТСД-9 (ТС-10) + уротропин

0,019

0,10

Смола СФК - HCl + ПАВ

0,2149

1,18

АЦФЗ - диэтаноламид жирных кислот

0,045

0,034

ТДА - ацетон - формалин-ЭД-5

0,053

0,28

Крепитель "М" - HCl

0,3430

1,84

На основе кремнийорга-

Этилсиликат (ЭС-2)

0,020

0,11

нических соединений

Метилтрихлорсилан, фенилтри-хлорсилан

0,012

0,06

На основе других хим-

Водонефтяная эмульсия (ССБ)

0,045

0,24

продуктов

АСК - нефть

1,936

10,36

Пеноцементы (сульфанол Б -ДС+РАС) - КМИЦ и др.

0,0315

0,17

Магний гранулированный

0,015

0,08

4.    Большинство методов рассчитано на закачивание концентрированных растворов химреагентов в количестве от 5 до 25 м3, т.е. предназначены для воздействия на призабойную зону пласта добывающих скважин. За пределами этой зоны фильтрационные характеристики сохраняются на прежнем уровне, что не позволяет увеличивать охват коллектора заводнением.

5.    Поздние стадии разработки нефтяных месторождений не обеспечены эффективными методами воздействия на обводненные зоны продуктивного пласта, доступными на промыслах и обеспеченными дешевыми водоизолирующими материалами.

2.2. ХИМПРОДУКТЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ

Для решения практических задач повышения охвата продуктивного пласта воздействием на поздней стадии эксплуатации, как показано в первом разделе (см. рис. 1.7), при стационарном режиме заводнения основным условием является увеличение фильтрационного сопротивления обводненных зон. В литологически неоднородных пластах для этой цели применяется тампонажный цемент, позволяющий отключить из разработки высокопроницаемые обводненные интервалы и тем самым снизить неоднородность эксплуатационного объекта. В частично выработанных пластах с внутренней неоднородностью одним из основных условий решения указанной задачи является фильтруемость водоизолирующего состава в пористую среду. Наиболее полно указанному требованию отвечают, как показали результаты детального анализа свойств применяемых в нефтепромысловой практике химпродуктов [52, 53, 61, 111, 147 и др.], водоизолирующие составы, представляющие собой композицию реагентов с различными физико-химическими свойствами. По результатам анализа составлены классификации реагентов по нескольким принципам (рис. 2.2 и 2.3), которые позволяют эффективно применять их при решении вышеуказанных задач в системе разработки нефтяных месторождений.

Основную группу химпродуктов составляют реагенты, создающие в пластовых условиях закупоривающую массу - синтетические смолы, сополимеры акриловых кислот, латексы, полиуретаны и др. К вспомогательным отнесены химические реагенты, выполняющие роль отвердителя, осадителя, стабилизатора, наполнителя, модификаторов, регулирующих физико-химические и эксплуатационные свойства основного водоизолирующего материала. В их число входят формалин, уротропин, полиэтиленполиамин (ПЭПА), хлористый кальций, бензолсульфокислота, соляная и алкилированная серная кислоты. При их отсутствии водоизолирующие составы в пластовых условиях не образуют закупоривающий материал с необходимыми свойствами.

К наполнителям - модификаторам отнесены производственные целлюлозы, органические производные кремния (аэросилы), НЧК, кислый гудрон, смолы ФР-12 и ТС-10 в составе ВУС на основе полиакриламида [61]. В качестве стабилизаторов используют производные целлюлозы. В ассортимент не включены некоторые поверхностно-активные вещества (ДС-РАС, КССБ, сульфанолы), используемые для стабилизации аэрированных жидкостей.

По физико-химическому принципу образования закупоривающей массы в пластовых условиях все водоизолирующие материалы подразделены на три большие группы: отверждающиеся, осадкообразующие и гелеобразующие (см. рис. 2.2). Некоторые реагенты относятся к двум классам: осадко- и гелеобразующему, например, полимеры кислот акрилового ряда. Подробнее данная классификация обоснована в работе [61]. Основные положения ее состоят в следующем.

В группу отверждающихся входят все синтетические смолы и реагенты, относящиеся к классу олигомерных соединений. Синтетические смолы участвуют в образовании полимерной

соляная кислота

Рис. 2.2. Классификация химических продуктов для ограничения притока вод по функциональному назначению, химиче ской природе и механизму образования водоизолирующей массы

массы в присутствии отвердителя независимо от свойств насыщающей пласт жидкости. К этому классу водоизолирующих материалов относятся (см. рис. 2.2):

отверждающиеся под действием отвердителя (формальдегида) смолы сланцевых фенолов, резорцинформальдегидные смолы (ТСД-9, СФН-3012, ВР-1). Катализаторами отверждения могут служить щелочи, например, каустическая сода, а в отдельных случаях - соляная и бензолсульфокислоты. Продукты отверждения - нерастворимые полимеры сетчатого строения, которые могут в своем составе содержать минеральный наполнитель [49, 130, 219];

отверждающаяся в присутствии формалина под действием органических и минеральных кислот мочевиноформальдегидная смола (МФ);

отверждающаяся под действием щелочи ацетоноформальде-гидная смола (АЦФ-3), которая может использоваться и с минеральным наполнителем [156];

отверждающиеся по механизму полимеризации в присутствии триэтаноламина эпоксидные смолы [131], а также алкилрезорцино-вая эпоксифенольная смола (АЭФС), отверждающаяся по механизму поликонденсации в присутствии полиэтиленполиамина [16, 76]. По-лимеризующиеся композиции обладают повышенной адгезией к металлу, что позволяет использовать их для герметизации эксплуатационных колонн и в качестве смазки для резьбовых соединений [16].

Кроме смол в эту группу входят образующиеся в присутствии инициирующих добавок в сплошную полимерную массу с трехмерной пространственной структурой мономеры акриламида в условиях высоких температур стирола [61, 172]. Под действием воды вследствие гидролитической поликонденсации отверждаются кремнийорга-нические олигомеры - дихлоргидроокиси-полиорганосилоксаны, хлорсиланы марок ТСЭ, ТСМ, ТСК [124]. Для образования полимерного тампонажного материала трехмерной структуры в качестве сшивающих агентов применяют органохлортрисилоксаны, которые добавляются к олигомерам [55, 214]. Изоционатные олигомерные соединения (УФП-50 АО, клей КИП-Д), относящиеся к классу уре-тановых форполимеров, отверждающихся по механизму реакции полиприсоединения.

Из неорганических соединений к этой группе относятся: жидкое стекло, которое под действием соляной кислоты из гелеобразного состояния переходит в нерастворимый кремнезоль. Без воздействия извне в гелеобразное состояние переходят такие композиции акриловых кислот, как ВУС, ГФС, которые образуют сплошную массу в пласте в результате действия структурообразователей (формалина, смолы ТЭГ и других добавок).

Классификация водоизолирующих материалов на основе полимеров и полимеробразующих мономеров (см. рис. 2.3) позволяет детализировать механизм образования водоизолирующей массы по классу материалов и применение реагентов по физико-геологическим и технологическим условиям разработки залежи. Исследования на кернах [138] показывают, что растворы мономеров акриламида, превращающиеся в полимеризованную массу в присутствии инициаторов, могут эффективно применяться для ограничения движения вод в низкопроницаемых коллекторах, в которых использование других реагентов малоэффективно.

Олигомерные соединения, содержащие реакционноспособные группы, могут вступать в реакции полимеризации, поликонденсации и полиприсоединения, создавая отверждающуюся массу для отключения пластов и герметизации колонн. Группа осадкообразующих химпродуктов, применяемых на промыслах, представлена в основном полимерами (см. рис. 2.2), механизм образования водоизолирующей массы которых базируется на взаимодействии химпродук-тов с пластовыми жидкостями и породами. Эта способность позволяет широко использовать осадкообразующие полимеры для избирательного воздействия на обводненные зоны пласта.

В методе ограничения притока вод в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты [13] используются все три принципа образования водоизолирующей массы:

1)    взаимодействуя с карбонатными составляющими пород и солями пластовых вод, серная кислота образует осадок - малорастворимый гипс;

2)    в присутствии серной кислоты происходит полимеризация и поликонденсация асфальтенов и смол, содержащихся в нефти с образованием кислого гудрона;

3)    при высоких температурах под каталитическим действием серной кислоты кислый гудрон превращается в отвержденную массу.

Ввиду превалирования процесса осадкообразования при взаимодействии с компонентами продуктивного пласта серная кислота отнесена к осадкообразующим.

Классификация химпродуктов по функциональному назначению и механизму физико-химических превращений показывает, что в процессе образования водоизолирующей массы в пластовых условиях взаимодействие закачиваемых реагентов с компонентами продуктивного пласта является основным фактором, определяющим характер воздействия их на коллектор. Избирательность указанного процесса относительно нефте- и водонасыщенных зон служит предпосылкой применения композиции для регулирования изменения фильтрационных характеристик на основе пород коллектора в удаленных участках. При этом проницаемость пласта для нефти не снижается. Взаимодействие ряда реагентов с элементами пластовой системы способствует усилению образования водоизолирующей массы, повышая тем самым эффективность и надежность метода. На этом принципе созданы селективные методы ограничения притока минерализованных вод ионогенными полимерами типа гипана, сополимера МАК-ДЭА, концентрированной серной кислотой в смеси с нефтью.

2.3. ПРИНЦИПЫ

СЕЛЕКТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫЕ ПЛАСТЫ

Один из важных этапов решения проблемы повышения охвата пластов заводнением на поздней стадии эксплуатации - это обеспечение избирательности воздействия закачиваемых реагентов на обводненные зоны коллектора при сохранении проницаемости нефти. Анализ эффективности методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения их в коллекторе в зависимости от физикохимических свойств реагентов, геолого-технических условий, области их применения, а также механизма ограничения движения вод в скважины дан в работах [52, 53, 55, 61, 138].

Сущность применяемых на промыслах методов ограничения притока вод в скважины сводится к избирательному воздействию на пути водопритоков и источник обводнения водоизолирующими материалами, а также техническими средствами.

Решение практических задач повышения охвата пласта заводнением при закачивании водоизолирующих материалов основывается на заполнении ими путей водопритоков в призабойной зоне или самом пласте. В зависимости от влияния водоизолирующих материалов на проницаемость нефтенасыщенной части пласта методы ограничения притока вод в скважины делятся на селективные и неселективные, что определяет-ся главным образом физикохимическими свойствами этих материалов. Результат ограничения притока вод носит неселективный характер при использовании материала, кото- рый независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образует экран, длительное время неразрушаю-щийся в пластовых условиях. В итоге происходит отключение коллектора в данной скважине из разработки. Этим и определяется основное требование к технологии работ данной группы методов -точное определение местоположения обрабатываемого пласта.

Для повышения охвата частично обводненного пласта заводнением необходимо избирательно снизить проницаемость водонасыщенных зон или полностью закупорить их. Возможность выполнения этих условий достигается при фильтрации водоизолирующего состава только в обводненный интервал пласта или когда закачиваемый реагент не снижает проницаемость нефтесодержащих интервалов. Как показывает практика водоизоляционных работ, наибольшая эффективность достигается при сочетании указанных факторов. Для решения этой задачи предпочтительнее применение реагентов или композиций, обладающих избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды. Как показали результаты

Физико-химические основы избирательного действия химреагентов при взаимодействии с нефтеводонасыщенными породами

Компоненты продуктивного пласта

Принцип избирательности взаимодействия реагентов с пластом

Нефть

Вода

Порода

1.    Растворение в углеводородной жидкости (нефти)

2.    Замедление или прекращение физико-химических процессов превращения реагентов в закупоривающую массу в углеводородной среде и др.

1.    Образование водоизолирующей массы только в водной среде

2.    Образование водоизолирующей массы при взаимодействии с солями пластовых вод

1.    Снижение адгезионных сил связи водоизолирующей массы при наличии на поверхности пород нефти

2.    Снижение фазовой проницаемости пористой среды относительно воды

Таблица 2.6

Г еолого-физические факторы, способствующие селективному действию водоизолирующих реагентов на пласт

Показатели

Причины проявления гидродинамических факторов

Геологические особенности строения продуктивного пласта

Неоднородность свойств пластовых жидкостей Фазовая проницаемость

Изменения проницаемости коллектора

Изменение вязкости пластовых жидкостей при заводнении

Неоднородность коллектора по проницаемости, приводящая при заводнении к образованию высокопроницаемых промытых зон

Более высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды

Фазовая проницаемость обводненных зон для гидрофильных растворов выше, чем в нефтенасыщенных При заводнении вследствие растворения солей, выноса неустойчивых пород разность проницаемостей в нефте-и водонасыщенных зонах изменяется Вследствие заводнения пластов пресной водой с более низкой температурой разность между вязкостью нефти и воды изменяется

промысловых применений селективных методов изоляции притока воды в скважины, важно использовать принцип избирательности при взаимодействии химреагентов с компонентами пластовой системы (табл. 2.5). Это позволяет увеличивать фильтрационное сопротивление обводненных зон пласта.

Другим важным фактором избирательного действия реагентов на пути движения вод в коллекторе является гидродинамическая обстановка в пласте, обусловленная неоднородностью его по проницаемости, свойствами насыщающих жидкостей и режимами фильтрации. Прорыв закачиваемых и пластовых вод по зонам с высокими фильтрационными характеристиками приводит к образованию высокопроницаемых зон. При этом условия для закачивания реагентов в обводненную зону улучшаются и эффективность избирательного ограничения движения вод возрастает (табл. 2.6).

Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора. Инертность закачиваемых реагентов относительно углеводородных жидкостей исключает химическое взаимодействие с образованием закупоривающей массы в нефтенасыщенных интервалах, а преимущественная фильтрация водоизолирующего состава в обводненные зоны способствует сохранению проницаемости коллектора для нефти.

2

ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРОЦЕССЫ РАЗРАБОТКИ

2.1. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПО ФИЗИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ НА ОБВОДНЕНИЕ СКВАЖИН

Обычно реальные продуктивные пласты состоят из отдельных слоев с различной проницаемостью. Проницаемость пласта меняется и по площади месторождения. Причем размеры участков, имеющих различие в проницаемостях, соизмеримы с расстояниями между скважинами. Макронеоднородность пласта приводит к неравномерному вытеснению нефти водой как по разрезу продуктивного пласта, так и по площади. Вода прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам, по малопроницаемым пропласткам продолжается процесс вытеснения нефти водой. В продукции скважин появляется вода, содержание которой увеличивается по мере подхода воды по малопроницаемым пропласткам и, наконец, достигает уровня, когда скважину эксплуатировать дальше экономически не выгодно. В этот момент эксплуатация скважины прекращается, хотя и не по всем пропласткам нефть еще вытеснена.

Схема вытеснения нефти водой из пласта, состоящего из четырех слоев с различной проницаемостью, приводится на рис. 2.1.

По третьему пропластку с проницаемостью к3 в добывающую скважину поступает вода, по другим пропласткам вытеснение нефти продолжается. Пусть толщины пропластков равны 1.

Подсчитаем объемы нефти дн и воды дв, которые притекают в скважину в рассматриваемый момент времени:

фазовая проницаемость заводненного пропластка по воде; В — ширина залежи.

Объемное содержание воды в продукции скважины

Пв _ ^^_

Яв + Ян

1

(2.3)

1 + ( + к2 + к4 ) Цв . к3_'

к3    Нк3

Коэффициент охвата пласта заводнением р0, представ-

73

ляющий отношение промытого объема ко всему объему пласта, для третьего пропластка равен единице. Другие слои промыты лишь частично. Длина промытой части каждого пропластка пропорциональна его проницаемости. К моменту прорыва воды по пропластку с проницаемостью к3 коэффициент охвата

(2.4)


Из приведенных формул видно, что значения пв и р0 зависят от интервалов изменения проницаемости пропластков и соотношения вязкости нефти и воды.

Изучение большого количества фактических данных по различным месторождениям показывает, что интервалы изменения абсолютных значений проницаемости весьма широки. Но в формулы (2.3) и (2.4) входят не абсолютные величины проницаемости, а их отношения. Оказалось, что интервалы изменения относительных проницаемостей примерно одинаковы для различных месторождений. Следовательно, месторождения будут различаться по темпам обводнения в зависимости от соотношения вязкостей и отношения коэффициентов проницаемости прослоев.

Рассматривая пласт с большим числом пропластков, проницаемость которых меняется в интервалах, соответствующих реальным условиям, можно построить зависимость между пв и р0 для различных соотношений вязкостей. Результаты таких построений, выполненных М.М. Саттаровым и И.Х. Сабировым [185] приведены на рис. 2.2 и 2.3. Здесь рассмотрен случай, когда залежь разрабатывается одним рядом добывающих скважин. Практически количество рядов всегда больше одного. Кроме того, обводняются постепенно не ряды, а отдельные скважины. Этот факт влияет на характер рассматриваемой зависимости. На рис. 2.3 приводятся результаты расчетов, когда залежь разрабатывается тремя рядами скважин, которые отключаются последовательно по мере обводнения. Из приведенных данных видно, что по мере увеличения числа рядов сокращается срок безводной добычи нефти. Это понятно, так как при увеличении числа рядов сокращается расстояние от ВНК до первого ряда.

Однако величина охвата, которая достигается к моменту обводненности добываемой продукции, равной 95— 98 %, не зависит от числа рядов. Таким образом, с точки зрения уменьшения количества попутно добываемой воды и продле-

я„, %

Рис. 2.2. Зависимость обводненности продукции пв от коэффициента охвата пласта заводнением Ро по [48]:

при различных значениях Ц), мПа-с


О 0,2    0,4    0,6    0,8    1,0 (30


itB, %

Рис. 2.3. Зависимость обводненности пв от коэффициента охвата пласта р0 при одном ряде (1) и трех рядах (2) скважин по [185]


О 0,2    0,4    0,6    0,8    1,0    р0


ния периода безводной эксплуатации выгоднее иметь один ряд скважин, расположенный в центре залежи. Однако при такой системе разработки месторождения будут очень низкими темпы добычи нефти и, кроме того, коэффициент нефтеотдачи окажется ниже, чем при большом числе рядов, но уже по другой причине, из-за зональной неоднородности пластов.

Обычно прерывистостью и линзовидностью строения характеризуются пласты малой толщины. Однако в этих пластах могут быть сосредоточены значительные запасы нефти (Туймазинское, Арланское и другие месторождения).

Наличие линзовидных пластов небольшой толщины, но содержащих значительное количество нефти, приводит к тому, что при редкой сетке скважин резко падает коэффициент нефтеотдачи. Это происходит из-за малого охвата пластов воздействием при заводнении.

Между коэффициентом нефтеотдачи и плотностью сетки добывающих скважин, а также системой расположения нагнетательных скважин существует связь. Для характеристики этой связи обычно пользуются коэффициентом охвата пласта сеткой скважин или просто коэффициентом сетки, показывающим, какой объем площади находится под активным воздействием системы нагнетательных и добывающих скважин. Этот объем обычно относится ко всему объему пласта, и коэффициент сетки выражают в долях от единицы или процентах.

Расчет коэффициента сетки, таким образом, проводится с учетом геологического строения нефтяной залежи. На рис. 2.4 приводится зависимость коэффициента сетки по основным, наиболее характерным месторождениям республики Башкортостан, рассчитанные по формулам М.М. Саттарова [185].

Эти кривые получены в предположении, что в конечном счете по каждому из рассматриваемых месторождений будет применено площадное заводнение.

Почти все месторождения Урало-Поволжья и других районов России характеризуются большой неоднородностью строения продуктивных пластов-коллекторов. Поэтому не только на различных месторождениях, но и в пределах одних и тех же залежей особенно крупнейших месторождений используются методы разработки с применением различных видов законтурного и внутриконтурного заводнения продуктивных пластов. Все это обусловливает сложность процесса вытеснения нефти из пластов водой и многообразие форм перемещения водонефтяного контакта и контуров нефтенос-

70-1-1-1-

О    20    40    60

Плотность размещения скважин, га/скв

Рис. 2.4. Зависимость коэффициента сетки от плотности размещения скважин [185]:

1 — Введеневское месторождение; 2 — Арланская площадь; 3 — пласт Дп Туймазинского месторождения; 4 — пласт Ду Шкаповского месторождения

ности. В настоящее время накоплен большой фактический материал, позволяющий систематизировать особенности движения ВНК и контуров нефтеносности на месторождениях. Представляет интерес в связи с этим обобщение данных об особенностях обводнения многопластовых залежей, эксплуатируемых единым фильтром.

На многопластовых месторождениях в Самарской области ценный, а подчас уникальный материал был получен по верхним продуктивным объектам (месторождения Зольненское, Покровское, Мухановское и Яблоневый овраг) [100, 101, 102 и др.].

Из-за соответствия структурных планов по различным горизонтам, полученный материал на месторождениях Золь-ненском, Яблоневом овраге и Покровском характеризует обводнение верхних пластов, в основном в сводовой, первоначально полностью нефтенасыщенной части залежи. Водонефтяные зоны залежей остались в основном также слабо-изученными.

Наиболее детально исследован характер обводнения пласта Б2 по толщине на Зольненском месторождении В.И. Колгановым, М.Л. Сургучевым, Б.Ф. Сазоновым [102].

Только в 1956-1957 гг., спустя 13 лет после начала разработки залежи угленосного горизонта, на месторождении при

Скв. 100 14/У 111 1950 г.

Рис. 2.5. Примеры опережающего обводнения пласта Б2 Зольненского месторождения при вертикальном положении водонефтяного раздела [102]:

диаграммы: ?    —    КС    стандартного    потен

циал-зонда В7, 5АО, 75 м; ? ПС; 0 — ГМ;Н — НГМ-46; 5 НГМ-60; 6 нефтенасыщенный пласт; О обводненный при разработке пласт; 8 глинистые пропластки

разбуривании данково-лебедянского горизонта сразу были пробурены 24 скважины. Все они пересекли пласт Б2 в пределах начального внутреннего контура нефтеносности, из них 17 скважин оказались в заводненной при разработке зоне и в семи скважинах северного крыла пласт Б2 оставался полностью нефтенасыщенным.

В скважинах на пласт Дп, использованных в качестве оценочных, были проведены детальные электро- и радиометрические исследования [102] пласта Б2, и в нескольких скважинах удалось отобрать небольшое количество керна, который был использован для определения нефтеотдачи (коэффициента вытеснения) обводненных интервалов пласта.

По подавляющему большинству позднее пробуренных скважин пласт Б2 на участках, пройденных контуром заводнения, оказывался обводненным не полностью. Пласт делили на нефтенасыщенные и обводненные интервалы по данным электро- и радиометрии.

По данным оценочных скважин [102] были получены весьма разнообразные примеры обводнения пласта по толщине. Характерным для пласта Б2 Зольненского месторождения оказалось послойное обводнение при опережающем продвижении контурных вод по средним, наиболее проницаемым интервалам пласта. Наиболее показательны в этом отношении данные по позднее пробуренным скв. 100, 151 и др. По девонской скв. 100 в 1950 г. был зафиксирован момент замещения нефти водой по средней части пласта (рис. 2.5). По диаграмме КС стандартного зонда, зарегистрированной 10.07. 1950 г., пласт Б2 в скв. 100 был полностью нефтяным, а по данным БКЗ, проведенным через 35 дней (14.08.1950 г.), средняя часть пласта оказалась обводненной, причем удельное сопротивление нефтенасыщенных прослоев в кровле и подошве пласта толщиной 3,5 и 2,5 м определено соответственно равным 300 и 500 Ом-м, а обводненной части 1,5 — 2,5 Ом-м; за 35 дней фронт заводнения мог продвинуться от скважины максимум на 10-15 м. Следовательно, в районе скв. 100 вода продвигалась почти вертикальным фронтом по прослою толщиной более половины нефтенасыщенной толщины пласта.

На многих участках залежи опережающее продвижение контурных вод в первую очередь наблюдалось по прослоям песчаников меньшей толщины (порядка 1-2 м). На некоторых участках позднее пробуренные скважины пересекали пласт Б2, представляющий собой чередование ряда обводненных и нефтенасыщенных прослоев (рис. 2.6).

Рис. 2.6. Примеры опережающего внедрения контурных вод в пласт Б2 Зольненского месторождения по прослоям песчаника небольшой толщины.

Условные обозначения см. рис. 2.5

1580

25 мВ '••• - ¦«-» +

г •

5

'ж.

3

1590

X*

Ч;4.

3

d......

*=.—

**r.J

т

1600

Wyffi////////,

ШШШ

У/4&

: 6

<лте

9хх>

ххх>

Н, м

V .......it

•I1*"

/л;

л

...Я1?*

...•Л**

13/11957 г.    ШУИ    195Н    г.    Скв.59    28/1V 1959 г.    21/V1111960 г.

25 мВ

-=^iS

/590

-?^.5 5 ’ ^

4

¦-1Шг

- — —--~ ^

111111

Pppf

I

Отмеченные особенности обводнения пласта Б2 Зольнен-ского месторождения не являются исключением. Аналогичные данные об избирательном, послойном обводнении были отмечены в позднее пробуренных скважинах по другим месторождениям платформы, в частности по пласту Б2Покровского месторождения (рис. 2.7), пласту Д1 Туймазинского месторождения и др. [202, 203].

Отличие Зольненского месторождения заключается в том, что здесь был получен фактический материал по большому количеству скважин, тогда как по другим объектам о характере обводнения обычно судят по единичным скважинам.

На некоторых участках нефтяных зон залежи пласта Б2 Зольненского месторождения в условиях сравнительно однородного пласта вытесняемая нефть замещалась контурными водами в соответствии с обычными представлениями о подъеме ВНК. В таких случаях (рис. 2.8) в первую очередь обводнялась нижняя часть пласта и в последующем подъем ВНК происходил, скорее всего, скачкообразно по мере подхода фронта вытеснения контурными водами по отдельным прослоям.

В основном же для пласта Б2 Зольненского месторождения более типично опережающее обводнение средней высокопроницаемой части пласта с оставлением нефтенасыщенных прослоев (целиков) в его кровле и подошве. Такой характер обводнения пласта был отмечен более чем в 30 скважинах, пробуренных позднее [102].

Подошвенные целики нефти в основном на участках южного крыла и сводовой части рассматриваемого месторождения составляли по разрезу единое целое с заводненной зоной пласта (целики нефти первого типа, рис. 2.9), на участках северного крыла структуры были представлены прослоями песчаника, изолированными от заводненной зоны четко выраженными на диаграммах ПС и ГК глинистыми пропластками (целики второго типа, рис. 2.10).

По простиранию подошвенные, не изолированные по разрезу целики нефти представляли собой на отдельных участках залежи обособленные «островки» различных размеров

[101].

Авторы отмечают, что резкое отставание процесса вытес-

Рис. 2.7. Примеры избирательного послойного обводнения пласта Б2 Покровского месторождения с оставлением целиков нефти в нижней части [102].

Условные обозначения см. рис. 2.5

1160

7 20 мВ + ,

/2

5 ^

J4-UT*

4_

V "

!w

... j

-V

___* .4S—

-”"

1170

1180

1190

ш

--

ML

5

ш

¦*v

’V

—i_

v*-

5-

fit

»•]

. ...........*

'“"Л

¦J*

г.

........

Н, м

¦<

gf

.........

.."Й

\

Скв. 124

1120

1130

1140

\ „ 20 мВ +„ :

\ ч?_ 2J

15—

-----

__

/72*

J-

Р

»

1

1150

Н, м

Рис. 2.8. Примеры опережающего продвижения контурных вод по подошвенной части пласта Б2 Зольненского месторождения в скв. 153, 124 и последующий подъем ВНК [102].

Условные обозначения см. рис. 2.5

Скв.138    Скв.4(1

1S/IV 1956 г.    6/11955 г.

Рис. 2.9. Целики нефти на заводненных участках пласта Б2 Зольненского месторождения, не изолированные от заводненной зоны видимыми глинистыми пропластками [102].

Условные обозначения см. рис. 2.5

Рис. 2.10. Целики нефти на заводненных участках пласта Б2 Зольненского месторождения, изолированные от заводненных зон глинистыми пропластками [102].

Условные обозначения см. рис. 2.5

нения из нижних, неизолированных прослоев пласта связано, несомненно, с пониженной проницаемостью песчаников, слагающих эти прослои.

Ухудшение коллекторских свойств песчаников в нижней части продуктивного горизонта на некоторых участках залежи, в частности, в районе ряда скважин, было связано с так называемым явлением битуминозности. В указанных скважинах из оставшихся подошвенных целиков были отобраны образцы темного битуминозного песчаника, насыщенного тяжелой, практически неподвижной нефтью. Вместе с тем, даже в наиболее забитумизированной части пласта, кроме битума, содержится до 55 % легкой нефти, которую можно извлечь, если создать условия для эффективной промывки этих песчаников водой [100].

Повторные исследования пласта радиометрическими методами [101, 102] по ряду скважин показали, что нефть, оставшаяся в менее проницаемых и неизолированных прослоях песчаника в кровле и подошве пласта, в процессе дальнейшей разработки залежи продолжает свое движение вслед за контуром обводнения. По данным НГМ пласт Б2 в скв. 100 через 6 лет после прохождения фронта вытеснения оказался полностью обводненным, за исключением изолированного пропла-стка толщиной 1,5 м в подошве пласта.

Закономерности процессов обводнения скважин и залежей по промысловым данным изучались многими авторами [57, 85, 101, 202, 205 и др.].

По результатам анализа процессов обводнения скважин на месторождениях Татарстана С.А. Султанов выделяет: опережающее обводнение пластов «снизу вверх»; опережающее обводнение послойно-неоднородных пластов «сверху вниз»;

опережающее обводнение средних (промежуточных пластов);

очаговое обводнение нефтяных залежей за счет межпла-стовых перетоков через «литологические окна».

ОПЕРЕЖАЮЩЕЕ ОБВОДНЕНИЕ ПЛАСТОВ «СНИЗУ ВВЕРХ»

В реальных условиях в послойно-неоднородных пластах без радикального выравнивания фронта вытеснения наиболее благоприятным является опережающее обводнение пластов «снизу вверх». Приемистость нагнетательных скважин и дебит жидкости добывающих скважин при прочих равных условиях пропорциональны приемистости и толщине пластов-коллекторов. На рис. 2.11 приемистость пластов а, б, в (knp1 - knp3) возрастает снизу вверх. Толщина пластов увеличивается в такой же последовательности. В условиях одновременной закачки воды в нагнетательную скважину А, естественно, происходит опережающее заводнение пласта в относительно пласта б и пласта б относительно пласта а. Такая картина наблюдается на многих площадях многопластового Ромашкинского месторождения.

Рис. 2.11. Опережающее заводнение пластов «снизу вверх» и «сверху вниз» по [203]:

1 — нефтеносная часть пласта; ? — водоносная часть пласта; ? — интервал перфорации; 4 — соответственно нагнетательные и добывающие скважины


Я i Ш12 Ш з ЕИ *


Общая характеристика коллекторских свойств пластов ухудшается на этих площадях снизу вверх с незначительными отклонениями на отдельных участках. Отклонение от этой закономерности наиболее отчетливо проявляется главным образом на Восточно-Сулеевской площади, где коллекторские свойства пластов ухудшаются сверху вниз. Вследствие такой закономерности строения коллекторов, как правило, более высокие отборы жидкости осуществляются именно по нижним пластам, т.е. происходит опережающая их выработка.

Условия эксплуатации многопластовой залежи с неоднородными коллекторами единой сеткой скважин с общим фильтром создают очень сложные задачи по регулированию темпов отбора жидкости. Равномерная выработка запасов нефти из послойно-неоднородных пластов в данном случае практически невозможна.

Вследствие неоднородности физических характеристик пластов отбор нефти по ним производится весьма неравномерно. Возможны следующие способы обеспечения равномерной выработки пластов:

ограничение отборов нефти по пластам с лучшими коллекторскими свойствами до незначительного уровня, свойственного обычно низкопроницаемым прослоям;

создание на линиях нагнетания в низкопроницаемых пластах повышенного давления нагнетания путем раздельной закачки воды.

Для улучшения равномерности выработки нефти из послойно-неоднородных пластов необходимо увеличивать давление нагнетания воды, внедрять методы совместнораздельной закачки воды и отбора нефти. Особенно актуально решение этой задачи на поздней стадии разработки, когда высокопроницаемые пласты промыты и обводнены.

ОПЕРЕЖАЮЩЕЕ ОБВОДНЕНИЕ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ «СВЕРХУ ВНИЗ»

Если толщина пластов и проницаемость коллекторов понижается сверху вниз, то при прочих равных условиях происходит опережающее обводнение вышележащих пластов относительно нижележащих. Такой порядок изменения динамики обводнения послойно-неоднородных пластов чрезвычайно нежелателен.

Вследствие опережающего обводнения верхних пластов достаточно полная выработка нижележащих прослоев будет весьма затруднена из-за отсутствия высокоэффективных методов изоляции пластовых вод.

Опережающее обводнение верхних пластов относительно нижних обнаружено на многих месторождениях Урало-Поволжья. Такой характер заводнения пластов горизонта Д! был отмечен на различных стадиях разработки площадей Ромашкинского месторождения (рис. 2.12 и рис. 2.13) [203].

Примеров опережающего заводненния верхних пластов относительно нижних горизонта Д1 Ромашкинского месторождения очень много.

Рис. 2.12. Прослеживание заводнения пластов в контрольной скважине 1231 Ромашкинского месторождения [203]:

1 — нефтеносные пласты; 2 — заводненные части пласта; 3 — первоначально водонасыщенная часть пласта

Рис. 2.13. Прослеживание заводнения пластов в контрольной скважине 1231 Ромашкинского месторождения [203]:

1 - нефтеносная часть пласта; 2 - часть пласта, обводненная закачиваемой водой; 3 - то же, подошвенной водой; 4 - первоначально водоносная часть пласта

ОПЕРЕЖАЮЩЕЕ ОБВОДНЕНИЕ СРЕДНИХ (ПРОМЕЖУТОЧНЫХ) ПЛАСТОВ

Неудобным для регулирования является также опережающее обводнение средних пластов объекта разработки. Подобный характер заводнения послойно-неоднородных пластов обнаруживается при разработке большинства многопластовых месторождений. Примеров достаточно много. Так, в 1962 г. в скв. 1705 Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения при полном отсутствии движения ВНК по нижним пластам произошло обводнение пласта в. Такой вид заводнения обнаружился на обширной площади юго-западного участка Миннибаево-Альметьевского нагнетательного ряда. Опережающее обводнение отмечено также в некоторых скважинах Лениногорско-Южно-Ромашкинского нагнетательного ряда [203]. Особенно характерные примеры такого заводнения встречаются на месторождениях Самарской области [102].

ОЧАГОВОЕ ОБВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЗА СЧЕТ МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ ЧЕРЕЗ «ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ОКНА»

Перетоки жидкости из одного пласта в другой происходят в связи с наличием гидродинамической связи между продуктивными пластами. На наличие такой связи может указывать ряд признаков, например, общая отметка водонефтяного контакта, близкие составы и свойства нефтей и растворенного газа, отсутствие газовой шапки в нижележащей залежи и др. Прямым признаком гидродинамической связи между залежами является литологическое слияние пластов-коллекторов, обнаруживаемое по данным промысловой геофизики. В этих случаях создание различного перепада давления Ар между пластами приводит к перетоку жидкости из одного пласта в другой. В зависимости от соотношения давления перетоки жидкости могут происходить из нижних пластов в верхние, или наоборот. Наличие межпластовых перетоков жидкости осложняет контроль за разработкой залежей.

Не всегда можно уверенно установить взаимосвязь между залежами многопластового объекта разработки.

Однако имеется ряд методов, позволяющих при определенных условиях выяснить наличие или отсутствие перетоков. Прежде всего, это метод контроля за изменением пластового давления в залежах и баланса отбора жидкости. Второй способ — контроль за перемещением жидкости из одного пласта в другой методом фотоколориметрии. В работе А.П. Крылова с соавторами для выявления межпластовых перетоков нефти на Красноярском месторождении Оренбургской области успешно был использован метод распознавания образов, основанный на гипотезе Э.М. Бравермана о компактности образов. Перетоки жидкости из одного пласта в другой можно обнаружить с помощью глубинных дистанционных дебитомеров.

Пример образования естественного очага заводнения в пласте б показан на рис. 2.14, заимствованном из работы С.А. Султанова. Как видно из рисунка, в нагнетательных скв. А и Б пласт б, имеющий литологическую связь с водонефтяным пластом в, сложен маломощными коллекторами. Влия-

Рис. 2.14. Обводнение залежи нефти из-за перетоков воды через «литологическое окно».

Условные обозначения см. рис. 2.11

ние закачки слабое и отбор по нагнетательным скважинам приводит к образованию значительных депрессий давления. В пласт в закачивается большой объем жидкости и, поскольку он содержит подошвенную воду, отбор жидкости незначительный. Давление в пласте повышается. Все это приводит к созданию значительного перепада давления между пластами в и б и перетоку жидкости через литологическое «окно» из пласта в в пласт б В начальный период перетекает нефть, а затем пластовая и закачиваемая вода, которая создает искусственный очаг заводнения. Большое число рассматриваемых случаев межпластовых перетоков жидкости установлено на Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском и других месторождениях [55 и др.]. Следует отметить, что если эти перетоки регулируемые, то они могут в определенных условиях играть положительную роль.

Классический пример перетока жидкости из одного пласта в другой был установлен в 50-е годы [55] на Туймазинском месторождении по зонам литологического слияния горизонтов Д1 и Дп за счет разности давлений между ними. Из пласта Дп в пласт Д1 перетекло более 10 млн. т жидкости. Переток жидкости прекратился с 1964 г. в результате освое-

ния внутриконтурного заводнения и повышения давления в пласте.

Вначале межпластовые перетоки оценивались как отрицательное явление. Однако впоследствии научились управлять этими процессами. Например, на Леляковском месторождении Украины [194] исследователями был установлен переток жидкости из среднего пласта П3 в верхний пласт П1+2 в местах их слияния и в скважинах как работающих, так и остановленных. При этом объем внутрискважинных перетоков в остановленной скважине достигает 11- 12 м3/сут. В течение продолжительного времени поддержание давления в пласте П1+2 осуществлялось в основном за счет перетока пластовой воды из пласта П3 после форсированной опережающей выработки пласта П3.

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДОЙ В ВОДОНОСНЫЕ ЗОНЫ (ПЛАСТЫ)

ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ

Вытеснение нефти из продуктивного пласта через литологическое «окно» закачиваемой водой в водоносные пласты преимущественно проявляется в условиях внутриконтурного заводнения. Встречаются следующие виды: 1) нефть из вышележащего пласта вытесняется в нижележащий водоносный пласт; 2) нефть из пласта вытесняется за пределы внешнего контура нефтеносности. Перетоки нефти из нефтеносного пласта в водоносный происходят по зонам литологического слияния, вследствие образования между ними перепада давления, при превышении объемов закачки воды над отбором жидкости из продуктивного пласта.

Вытеснение нефти в законтурную водоносную область происходит в тех случаях, когда внутриконтурное заводнение не сочетается с законтурным. Во многих случаях в целях экономии количества водонагнетательных скважин на объектах, разрабатываемых внутриконтурным заводнением, отток жидкости в законтурную область предотвращается отбором жидкости по добывающим скважинам, размещенным на краевых участках залежи. Однако нередко наблюдается вытеснение нефти в водоносную часть залежи.

2.2. О ВЛИЯНИИ КАПИЛЛЯРНЫХ СИЛ НА ОБВОДНЕНИЕ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

В соответствии с установившимися представлениями о распределении остаточной нефти в разрабатываемых пластах выделяют [128, 207, 209 и др.] следующие основные виды остаточной нефтенасыщенности (ОнН): капиллярно-защемленную, адсорбированную, пленочную, ОНН тупиковых пор и микронеоднородностей, практическую, обусловленную неустойчивостью вытеснения на микро- и макроуровне. В реальных разрабатываемых пластах, как правило, возможно одновременное присутствие нескольких видов остаточной нефти, которые в совокупности формируют ОНН разрабатываемых пластов.

То, что продуктивные пласты являются послойно-неоднородными, общеизвестно. Влияние же капиллярных сил на процесс обводнения этих пластов различными исследователями оценивается по-разному. Одни на основе лабораторных исследований процессов вытеснения нефти из модели слоистого пласта приходят к выводу, что капиллярные силы обусловливают равномерное обводнение по всем слоям и даже опережающее обводнение по менее проницаемым слоям, т.е. роль капиллярных сил вполне положительна. Другие также на основе лабораторных исследований вытеснения нефти из пласта показывают отрицательное влияние капиллярных сил: в менее проницаемых слоях и участках происходит отставание продвижения водонефтяного контакта и сосредотачивается остаточная нефтенасыщенность.

В природных же условиях, как было показано выше, на многих месторождениях наблюдается послойное обводнение продуктивных пластов. Так обводняются пласты на Ромаш-кинском, Бавлинском, Арланском и других месторождениях. Причем, между обводненными и нефтенасыщенными слоями часто нет непроницаемых прослоев.

В работе [209] показано влияние капиллярных сил на характер обводнения послойно-неоднородных пластов в условиях гидрофильной и гидрофобной пористых сред.

Если принять, что в усл