Вытеснение нефти газа водой

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачи­вания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька га­зонасыщен­ность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расши­ряясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

Источник

Основы вытеснения нефти водой и газом из пористой среды

ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых пластах

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, являются собственная пластовая энергия системы и энергия, подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов

Основными источниками пластовой энергии служат:

— энергия напора пластовой воды (краевой или подошвенной);

— энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки);

— энергия расширения растворенного в нефти газа;

— энергия упругости жидкости и породы;

— энергия напора нефти (гравитационная энергия)

Запасы и интенсивность проявления различных форм энергии зависят от геологического строения залежи и всего района, коллекторских свой ств пл аста, свойств пластовых жидкостей и газов.

Энергии различного вида могут проявляться в залежи совместно, а энергии упругости нефти, воды, породы наблюдаются всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах — энергия напора или упругости пластовой воды. В зависимости от темпа отбора нефти добывающие скважины, расположенные вблизи внешнего контура нефтеносности, могут создавать такой экранирующий эффект, при котором в центре залежи действует в основном энергия расширения растворенного газа, а на периферии — энергия напора или упругости пластовой воды и т.д.

Эффективность расходования пластовой энергии, т .е количество получаемой нефти на единицу уменьшения ее величины, зависят от вида и начальных запасов энергии, способов и темпа отбора нефти.

Пластовая энергия расходуется на совершение работы по перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на поверхность.

Режим работы нефтяных и газовых залежей. Жестководонапорный режим.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

При жестководонапорном режиме (рис. 1, а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод.

Рис. 1. Типы режимов нефтяного пласта: а) жестководонапорный ;

б) газонапорный ; в) растворенного газа; г) гравитационный

Ее запасы постоянно 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 час­тях 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 движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнетательные скважины. При жестконапорном режиме справедливо следующее неравенство

где P _пл – среднее пластовое давление, P_нас – давление насыщения.

При жестководонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях (при естественном водонапорном режиме).

При жестконапорном режиме разработка залежи прекращается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода. При этом режиме работы нефтяной залежи обеспечи­вается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5. . . 0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько вели­ко, 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.

Режим работы нефтяных и газовых залежей. Упруговодонапорный режим

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

При упруговодонапорном режиме движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим. При этом режиме водоносная часть залежи очень большая и может простираться от контура нефтеносности на десятки и сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.

При упруговодонапорном режиме в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается.

При упруговодонапорном режиме газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения. При упруговодонапорном режиме контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается.

В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением пор, занятых нефтью, не происходит, пластовое давление быстро падает, и со временем режим работы залежи с упругого может перейти в газовый.

С целью недопущения перехода упруговодонапорного режима в режим растворенного газа осуществляют переход на искусственное воздействие на залежь путем поддержания пластового давления закачкой в залежь воды или иного агента воздействия. Необходимо отметить, что при снижении пластового давления в залежи нефть и вода расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются. Несмотря на то, что упругое расширение водонапорной системы при снижении давления в пласте очень мало, тем не менее оно играет значительную роль в процессе разработки нефтяных месторождений, так как в процессе разработки залежи при упругом режиме принимают участие огромные объемы воды, окружающие и подпирающие нефтяную залежь. Иногда за счет упругих сил из залежи извлекается значительное количество нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при упруговодонапорном режиме может достигать больших значений ( K н =0,8).

Режим работы нефтяных и газовых залежей.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

При газонапорном режиме процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой. При водонапорном режиме вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а при газонапорном режиме газ вытесняет нефть в пониженные части залежи. Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки.

При этом процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами. Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее по ниженные части залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления.

Если расход энергии расширения газа не полностью компенсируется, то в этом случае начинается сравнительно быстрое снижение пластового давления и одновременно снижение дебитов нефти в нефтедобывающих скважинах. Если пластовое давление снижается ниже давления насыщения, происходит быстрое увеличение газового фактора.

Со временем, по мере вытеснения нефти из залежи и увеличения площади газонефтяного контакта, а также с учетом того, что газ имеет очень низкую вязкость в сравнении с нефтью, происходит прорыв газа в нефтяные скважины. В этом случае добыча нефти прекращается, но в залежи еще остается достаточно высокое содержание нефти.

С целью увеличения нефтеизвлечения из залежи и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного газа в газовую шапку закачивают газ. Чаще всего для этого используется нефтяной газ, который выделяется из нефти на поверхности. Его осушают и компрессорами закачивают в газовую шапку залежи, что позволяет поддерживать на заданном уровне, а иногда восстановить пластовую энергию. При газонапорном режиме коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,4–0,6.

Режим работы нефтяных и газовых залежей.

Режим растворенного газа.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Основной движущей силой при режиме растворенного газа является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи давление в ней падает, при этом начинается выделение газа из нефти. Отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, то есть к забоям нефтяных скважин. При этом режиме процесс вытеснения нефти характеризуется очень небольшой эффективностью из-за того, что количество в пласте, растворенного в нефти, небольшое, а также при газа снижении давления в залежи большая часть газа проскальзывает к нефтяным скважинам, не участвуя в процессе вытеснения нефти. Это происходит из-за того, что вязкость газа намного меньше вязкости нефти и пузырьки газа при своем движении к забоям нефтяных скважин опережают нефть. Пластовое давление при режиме растворенного газа быстро падает, и, соответственно, снижаются дебиты нефти в нефтяных скважинах.

Газовый фактор при этом сначала быстро возрастает, а затем, достигнув некоторого максимума, начинает быстро снижаться до полного истощения залежи.

Коэффициенты нефтеизвлечения при режиме растворенного газа очень небольшие и составляют от 0,15 до 0,25. С целью восстановления пластовой энергии в некоторых залежах применяют методы искусственного воздействия на залежи нефти путем закачки в залежь воды или иного агента воздействия.

В последующее время на режиме растворенного газа нефтяные месторождения не разрабатывают, а с самого начала применяют методы искусственного поддержания пластового давления закачкой в залежь воды или другого агента.

Режим работы нефтяных и газовых залежей. Гравитационный режим.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа.

Все породы, содержащие нефть и газ, залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по направлению падения пластов.

Чем больше угол наклона пласта, тем большую энергию силы тяжести имеет находящаяся в нем нефть. При крутых углах падения пластов наибольший дебит нефти дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта.

При гравитационном режиме добыча нефти из залежи ведется механизированным способом. Добыча нефти ведется до тех пор, пока эксплуатационные затраты окупаются добытой нефтью. Следует отметить, что нефтяная залежь редко работает с начала и до конца разработки на одном режиме.

В процессе разработки нефтяной залежи на ней постоянно ведутся исследовательские работы, по результатам анализа которых вносятся соответствующие коррективы. Гравитационный режим не имеет практического применения, но он важен для правильного понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке. Решающее значение гравитационный режим имеет при шахтной добыче высоковязкой нефти.

Приток жидкости и газа к скважинам

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом они взаимосвязаны между собой.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность пластовым давлением и забойным давлением называется депрессией на пласт.

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации — закону Дарси . При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившимся.

Рис. 2 Схема плоскорадиального потока в пласте

а) горизонтальное сечение; б) вертикальное сечение

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле:

где Q — дебит скважины;

k — проницаемость пласта;

h — толщина пласта;

Р_пл — пластовое давление;

Р_заб — забойное давление в скважине;

μ — вязкость жидкости;

R_k — радиус контура питания (равен половине расстояния между соседними скважинами);

r_c — радиус скважины.

Анализ приведенной формулы показывает, что на дебит скважины влияют:

1) проницаемость пласта — чем она больше, тем выше дебит скважины;

2) толщина пласта — чем она больше, тем выше дебит скважины;

3) депрессия на пласт — чем она больше, тем выше дебит скважины;

4) вязкость жидкости — чем она больше, тем ниже дебит скважины;

5) отношение радиуса контура питания к радиусу скважины — чем больше это отношение, тем выше дебит скважины

Источник