Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

В слабопроницаемых малонаклонных пластах при больших депрессиях и вязкости нефти конечная нефтеотдача пласта не превышает 20-25%. Наблюдается быстрый прорыв газа, малый охват пласта процессом вытеснения. В высокопроницаемых пластах, при большом угле наклона и малых отборах жидкости (малых депрессиях), т.е. при условиях, благоприятных для гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать 40-50%.

В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.4. Режим растворенного газа

Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки, геологическая залежь должна быть запечатана.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Рис. 1.8. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.

давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: qк - нефти, qж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти

 

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 2.8). Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до нескольких кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Высоковязкие нефти имеют низкую газонасыщенность и минимальную нефтеотдачу пластов при РРГ (до 5-6%). Маловязкие нефти имеют газовый фактор до 150-200 м3/т и степень извлечения их за счет энергии растворенного газа в случае хороших коллекторских свойств пласта может превышать 20-25% от балансовых запасов даже при редких сетках скважин.

Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.

1.4.5. Гравитационный режим

Гравитационный режим - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 2.9. Нефть отбирается очень низкими темпами - менее 2-1 % в год от начальных извлекаемых запасов.

Рис. 1.9.Разработки нефтяной залежи при гравитационном режиме

а - изменение объема залежи в процессе разработки

б - динамика годовых отборов нефти qн,:

1- 3 - последовательные  границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти;

 

Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти - с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти - единицы кубометров в 1 м3.

Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.

Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.Геологические условия проявления режима пластов

Геологические условия оказывают  значительное влияние на возможность создания того или иного режима пласта, а также определяют характер его проявления.

Особое влияние на характер режима пласта и его эффективность оказывают проницаемость коллектора и угол наклона пласта, расстояние до выхода пласта на дневную поверхность, структура порового пространства, начальная насыщенность нефтью, водой и газом, а также вязкость нефти и пластовой воды.

Хорошая проницаемость коллектора и малая вязкость нефти являются основными факторами, способствующими  развитию напорных режимов: водонапорного, упруго-водонапорного и газонапорного. Следует, однако, учитывать, что эти факторы, взятые отдельно от других, не могут служить основанием для прогнозирования одного из напорных режимов. Так, например, если участок пласта с хорошей проницаемостью и малой вязкостью нефти изолирован от законтурной области дизъюнктивными нарушениями, то здесь невозможно осуществление водонапорного или упруговодонапорного режима.

Когда залежь нефти расположена недалеко от выхода пласта на дневную поверхность, где происходит полноценное питание пласта атмосферными и поверхностными водами, соблюдаются условия благоприятствующие развитию водонапорного режима. Когда же залежь нефти удалена на сотни километров от выхода пласта, как это часто наблюдается на месторождениях Волго-Уральской провинции, создаются условия для развития упруговодонапорного режима.

При усиленном отборе жидкости, приводящем к снижению пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, при хорошей проницаемости коллектора возможен переход к газонапорному режиму или режиму растворенного газа.  При крутом угле наклона пласта и малой вязкости нефти, пузырьки выделяющегося газа передвигаются в повышенную часть пласта, образуя там газовую шапку. При незначительном угле наклона пласта газ перемещается к забоям эксплуатационных скважин, способствуя тем самым развитию режима растворенного газа. Истощение энергии газа приводит к переходу режима пласта в гравитационный.

В случае разработки залежей с невысокой проницаемостью коллектора и большой вязкостью нефти, как правило, с самого начала эксплуатации развивается  режим растворенного газа, переходящий в гравитационный (после истощения энергии пласта).

Одним из основных критериев эффективности того или иного режима является величина конечной нефтеотдачи пласта, выражаемая отношением извлеченных запасов нефти за весь срок эксплуатации объекта к начальным балансовым (или геологическим) запасам нефти. Наибольшим коэффициентом нефтеизвлечения характеризуются режимы, связанные с активным продвижением краевых вод (водонапорный и упруговодонапорный), наименьшим – режим растворенного газа. Это обусловлено более эффективным вытеснением нефти водой по сравнению с вытеснением нефти газом.

Основной причиной смены режима в процессе эксплуатации залежей нефти является снижение пластового давления и как следствие – недостаток запаса энергии. В результате режим сменяется на менее эффективный и происходит потеря в достижении конечного коэффициента нефтеизвлечения. Для повышения эффективности процесса разработки применяется ввод в пласт дополнительной энергии путем закачки воды или газа. Так например, путем закачки воды в законтурные зоны пласта на таких крупнейших месторождениях Урало-Поволжья, как Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское, Зольный Овраг, удалось перевести упруго-водонапорный режим в режим вытеснения нефти водой. Полученный в свое время опыт разработки месторождений данного типа, был распространен и на месторождениях Западной Сибири. (Ван-Еганское, Варь-Еганское). Достигаемая конечная нефтеотдача  при этом близка к нефтеотдаче при водонапорном режиме.

Разработку залежей на естественном режиме принято называть первичным методом, разработку при закачке через систему нагнетательных скважин воды или газа называют вторичными методами.

Как показывает опыт разработки месторождений, благодаря повышению давления в пласте возможно обеспечение более высоких дебитов, сокращение числа эксплуатационных скважин, сроков разработки объектов. Что в конечном итоге влечет за собой более высокие технико-экономические показатели разработки месторождений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЛИТЕРАТУРА.

1. Максимов М.И.– Геологические основы разработки нефтяных месторождений, «Недра»

2. Жданов М.А.,.Гординский Е.В, Ованесов М.Г.– Основы промысловой геологии газа и нефти, «Недра»

3. Жданов М.А.– Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа, «Недра»

4. Сургучев М.Л.– Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, «Недра»

5. Донцов К.М. – Разработка нефтяных месторождений, «Недра»

6. Желтов Ю.П. – Разработка нефтяных месторождений, «Недра»

7. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. – Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, «Нефть и газ»

8. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. – Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах, «Нефть и газ»

9. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений, под ред. Гиматудинова Ш.К.

10. И.П.Чоловский – Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений, «Недра», 1977

11. Сургучев М.Л. – Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений, «Недра», 1968ф

12. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. – Промысловые исследования скважин, «Недра»,1964

13. Иванова М.М. – Динамика добычи нефти из залежей, «Недра», 1976

14. Фархуллин Р.Г. – Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти, «Татполиграфъ», 2002

15. Щелкачев В.Н. – Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме, Москва, 1959