Вязкость газа при изменении давления и температуры изменяется

неоднозначно. При низких давлениях (до 10 М П а) с повыш ением тем­ пературы вязкость газов возрастает, что объясняется увеличением числа столкновений их молекул. При высоких давлениях газ настолько уплот­ нен, что определяющее влияние на его вязкость, как и у ж идкостей, ока­ зывают силы межмолекулярного притяжения, которые с ростом темпера­ туры ослабляются и, соответственно, вязкость газа уменьшается.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от состава неф­ ти, состава и количества растворенного газа, температуры и давления.

Изменяется она аналогично вязкости.

На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и рас­

творенного газа, сильно влияет их минерализация. Плотность пластовых вод увеличивается пропорционально росту концентрации солей.

Нефть и вода обладают свойством уменьшать свой объем под дей ­ ствием возрастающего давления. Упругие свойства этих ж идкостей ха­

рактеризуются величиной коэффициента сжимаемости, который опре­ деляется как отношение изменения объема жидкости к произведению ее первоначального объема на изменение давления. К оэф ф ициент сжи­

1/М Па. Таким образом, пластовые нефти достаточно хорош о сжимаемы. При растворении газа в жидкости ее объем увеличивается. Отнош ение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называет­ ся объемным коэффициентом. Поскольку в пластовых условиях величи­ ны газового фактора могут превышать 1000 м3/м 3, то и объемный коэф­ фициент пластовой нефти может достигать 3,5 и более. О бъемные коэф­

фициенты для пластовой воды составляют 0,99... 1,06.

7.3. Этапы добычи нефти и газа

Процесс добычи нефти и газа включает три этана. П ервы й— движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он назы­ вается разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап— движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этан—сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспорти­ рованию потребителям. В ходе этого этана нефть, а также сонровождаю -

щие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отде­ ляются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для под­ держания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.

7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений

Разработка нефтяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока неф­ ти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание опреде­ ленного режима их работы.

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процес­ се разработки залежи переходит в кинетичес­

кую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенци­ альной энергии создается:

•напором краевых (контурных) вод;

•напором газовой шапки;

•энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления;

•энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

•силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, соз­ дают давление в нефти и газе, способствующее заполнению пор продук­ тивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газо­ вой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием прак-

тически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы прояв­ ляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некото­ рое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей плас­ та в пониженные, где расположены забои скважин.

Режимы работы залежей В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещ ение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы

залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, рас­ творенного газа и гравитационный.

При жестководонапорном режиме (рис. 7.6а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно

Рис. 7.6. Типы режимов нефтяного пласта:

а) жестководонапорный; 6) газонапорный; в) растворенного газа; г) гравитационный

пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбирае­ мую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких час­ тях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработ­ ки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывает­ ся вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по прони­ цаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечи­ вается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько вели­ ко, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует произ­ водить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет от­ ставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонта­ нирование прекратится.

При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в нед­ рах под действием горного давления. При данном режиме по мере извле­ чения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью этого режима является то, что водо­ носная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водонос­ ной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.

При газонапорном режиме (рис. 7.66) источником энергии для вы­ теснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше снижается давление в ней.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вы­ теснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается грави­ тационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи.

По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближ е к контуру газоноснос­ ти, и их эксплуатация прекращается, т. к. в противном случае расходова­ ние энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газоиапорном режиме состав­

ляет 0,4...0,6.

При режиме растворенного газа (рис. 7.6в) основны м источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По

мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния пе­ реходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к за­ боям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успеваю т отобрать

значительные объемы нефти.

Гравитационный режим (рис. 7.6г) имеет место в тех случаях, ког­

да давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом реж име нефть сте­ кает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действую т различные движущ ие

силы, то такой режим ее работы называется смеш анным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим

и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в боль­

шинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

личные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и приза­ бойную зону. Их можно разделить на три группы:

1)методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);

2)методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др.);

3)методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы

повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разра­ ботки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны—заполне­ нии пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолис­ тыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отло­ жениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т. д. Для увеличе­ ния проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механичес­ кие, химические и физические методы.

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидронескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.

Гидроразрыв пласта (рис. 7.106) производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкос­ тей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее за­ крытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шари­ ки, скорлупу грецкого ореха.

Рис. 7.10. Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки скважин: а) пласт перед воздействием; б) пласт после гндроразрыва; в) пласт (призабойная зона) после кислотной обработки;

1—обсадная труба; 2 —ствол скважины; 3 —насосно-компрсссорные трубы; 4 —трещины в породе, образовавшиеся после гидроразрыва;

5 —порода, проницаемость которой увеличена кислотной обработкой

Применение гидроразрыва дает наибольший эфф ект при низкой про­ ницаемости пласта и призабойной зоны и позволяет увеличить дебит неф­ тяных скважин в 2...3 раза.

Гидропескоструйная перф орация—это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной поро­ де для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специаль­ ного устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с расходом 3...4 л /с . Н а выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200...260 м /с, а перепад дав­ ления— 18...22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колон­ ны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 м м /с.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону плас­ та взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта по­ мещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексо­ ген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит силь­ ный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

К химическим методам воздействия на призабойную зону относят­ ся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими раство­ рителями.

Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксус­ ной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НС1 8... 15%-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загряз­ няющие частицы. При этом протекают следующие реакции:

СаСОз + 2НС1 = СаС12 + Н 20 + С 0 2

CaM g (С 0 3)2 + 4НС1 = СаС12 + M gCl2 + 2Н гО + 2 С 0 2.

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС12 и хло­ ристый магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота H F в смеси с соляной предназначается для воз­ действия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, по­ павшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

Уксусная кислота СН3СО О Н добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря это­ му активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры поро­

ды. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe(O H )3.

При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H2SO^ положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вяз­ кость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вто­ рых, при смеш ении серной кислоты с нефтью образуются ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздей­ ствия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерас­ творимый в воде сульфат кальция CaSO*, ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Концентрированная (98% ) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.

Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержа­ щие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения.

О бработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удале­ ния воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды прояв­ ляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разруше­ ние. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает де­ бит скважины.

М еханизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря это­ му размер капель воды в норовом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверх­ ность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачивае­ мой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей (СН П Х - 7р-1, С Н П Х -7р-2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаля­ ют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто­ смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, нар, электро­ нагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обра­ ботке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в норах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как нскус-