Особенности фильтрации жидкости и газа в трещиноватых и трещиновато-пористых средах

Схемы чисто трещиноватой (а) и трещиновато-пористой (б) сред;

Для понимания особенностей фильтрации жидкости и газа в трещиноватых породах в нефтегазовой подземной гидромеханике рассматривают две модели пород - чисто трещиноватые [блоки породы, расположенны между трещинами, практически непроницаемы, движениу жидкости и газа происходит только по трещинам(сланцы, доломиты)] и трещиновато-пористые[представляет собой совокупность пористых блоков, отделенных один от другого развитой системой трещин. При этом размеры трещин значительно превосходят характерные размеры пор, так что проницаемость системы трещин к₁ значительно больше, чем проницаемость системы пор в блоках к₂ . В то же время трещины занимают гораздо меньший объем, чем поры, гак что коэффициент трещиноватости m₁ - отношение объема, занятого трещинами, к общему объему породы существенно меньше пористости отдельных блоков m₂(известняки,песчаники,алевролиты,долом)].

Рассмотрим характеристику чисто трещиноватой породы. Трещин представляет собой узкую щель, два измерения которого в много раз больше третьего. Коэффициент трещиноватости составляет обычно долю процента. Коэффициент трещиноватости m₁ так же, как и коэффициент проницаемости к₁, определяется густотой и раскрытием трещин. Представим себе модель трещиноватой среды с упорядоченной системой параллельных и равноотстоящих трещин раскрытием σ. Густота трещин Г = n/h. а коэффициент трещиноватости

m₁ = acn σ /(ach) = Г σ .

Если в пласте имеются две взаимноперпендикулярные системы трещин с одинаковыми густотой и раскрытием, то m₁ = 2Г σ. если три, то m₁= ЗГ σ; в общем случае можно считать, что

m₁=ӨГσ (3) , где Ө - безразмерный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе.

Движение жидкости или газа в трещине можно представить себе как движение в узкой щели между двуям параллельными плоскими стенками расстояние между ними σ; для такого движения справедлива формула Буссинеска, согласно которой средняя скорость движения жидкости в щели составляет: (4)где n -динамический коэффициент вязкости; dp/dx - градиент давления. Перейдя к скорости фильтрации w = mv получим: (5) Сопоставим эту формулу с законом Дарси и использовав соотношение (1), найдем выражение для коэффициента проницаемости трещиноватой породы (6)

Экспериментами на образцах горных пород установленка зависимость проницаемости трещиноватых пород от пластового давления, более существенная, чем зависимость от давления проницаемости пористых сред. Из формул (6) зависимость к (р) можно получить следующим образом. Горное давление, которое можно считать постоянным, уравновешивается напряжениям в скелете породы и давление жидкости в трещинах. При снижении пластового давления увеличивается нагрузка скелет породы и уменьшается раскрытие трещин. Если считать, что деформации в трещиноватом пласте упруги и малы по величине, то зависимость раскрытия трещин от давления можно считать линейной: где В параметр трещиноватой среды, зависящий от упругих свойств геометрии трещин. Исходя из формул (6) и (7), можно записать зависимость коэффициента проницаемости к₁ от давления следующим образом: (12.6) где к° коэффициент проницаемости трещиноватой породы при давлении р₀ .

Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившихся процессах. Система трещин и система пор представляют собой две среды с разными масштабами (рис.б). Средний размер пор составляет 1-100 мкм, протяженность трещин-от нескольких сантиметров до десятков метров. Так как коэффициент пористости блоков m₂ на один-два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости m₁ , то большая часть жидкости находится в порах. Чаще всего пористые блоки малопроницаемые (к₂ « к₁ ) и жидкость, фильтруясь из них в трещины, движется в скважины в основном по трещинам, проводимость которых значительно выше, чем пористых блоков.

Характеристики движения в блоках и трещинах оказываются различными: давление в блоках р₂ больше, чем давление в трещинах р₁ скорость фильтрации в блоках w₂ значительно меньше, чем в трещинах w₁. Поэтому трещиновато-пористую среду рассматривают как совмещение двух пористых сред с порами разных масштабов: среда 1 - укрупненная среда, в которой роль зерен играют пористые блоки, которые рассматриваются как непроницаемые, а роль поровых каналов - трещины, давление в этой среде р₁ скорость фильтрации w₁,; среда 2-система пористых блоков, состоящих из зерен, разделенных мелкими порами, давление в ней р₂ , скорость фильтрации w₂ . Таким образом, р₁ -среднее давление в трещинах в окрестности данной точки, р_{2 -}среднее давление в блоках и аналогично для скоростей фильтрации. Важная особенность неустановившейся фильтрации в трещиновато-пористой среде - интенсивный обмен жидкостью между обеими средами, т.е. между пористым блокам и трещинами, обусловленный различием давлений в этих средах р₂ и р₁),. Обмен жидкостью происходит при достаточно медленном изменении давления с течением времени, поэтому этот процесс можно считать квазистационарным, т. е. не зависящим явно от времени. Очевидно, что при движении слабосжимаемой жидкости масса жидкости, вытекающей из блоков в трещине за единицу времени в единицу объема породы (интенсивность перетока q), пропорционально разности давлений р₂ –р₁ плотность р₀ (считая, что плотность мала меняется в интервале давления от р₂ до р₁) и обратно пропорционально вязкости n, т. е.

(12.9) где а₀ - безразмерный коэффициент, зависящий от геометрических характеристик блоков - проницаемости к₂ , среднего размера блоков l и безразмерных величин, характеризующих форму блоков;

Соотношение (12.9) должно быть уточнено для случая, если плотность сильно зависит от давления. Например, при фильтрации совершенного газа интенсивность перетоков из блоков в трещины представляется в виде где р₀ фиксированное давление, соответствующее плотности р₀ .

Структура производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений углеводородов. Система скважин. Система внутрипромыслового сбора и подготовки продукции скважин. Система поддрежания пластового давления

Природный источник сырья (нефти, газа) — нефтяная залежь (НЗ). Доступ в залежь обеспечивается посредством множества скважин. По назначению выделяют такие скважины: 1) добывающие, (ДС), имеющие фонтанное, насосное или газ-лифтное оборудование и предназначенные для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды; 2) нагнетательные (НС), имеющие оборудование для централизованного или индивидуального обслуживания и предназначенные для нагнетания в пласт воды, пара, газа или различных растворов; 3) специальные для выполнения особых работ и исследований.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и насосный.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти: газлифтный или насосный.

Добываемую нефть — нефть, извлекаемую из нефтяной залежи и содержащую в различных соотношениях нефтяной газ, попутную воду, соли и механические примеси собирают из каждой добывающей скважины по системе промысловых нефтетрубопроводов. Из добывающих скважин добываемая нефть по промысловым нефтетрубопроводам (ПНТП) поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсепарированный газ подается под собственным давлением через дожимную компрессорную станцию (ДКС) дальним потребителям — газотранспортному предприятию (ГТП) или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), либо на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия. Обычно после замерных установок газ смешивают с жидкостью и подают дальше на установку комплексной подготовки нефти (УКПН).

При значительной площади месторождения используют блочные дожимные насосные станции (БДНС) для перекачки добываемой нефти. На этих станциях при большой обводненности продукции осуществляют предварительное отделение (сброс) попутной воды, которую по отдельному трубопроводу подают сразу на установку комплексной подготовки воды (УКПВ).

В установках комплексной подготовки нефти от нефти отделяют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиций, т. е. осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солей (обессоливание) и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении, меньшем атмосферного).

Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НТП) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГПЗ, где осуществляется его подготовка перед подачей потребителям. На ГПЗ из него выделяют тяжелые углеводородные фракции (процесс отбензинивания), очищают от механических и вредных примесей (углекислого газа, сероводорода, азота и др.) и осушают.

Отделенную от нефти воду подают на УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) закачивают по системе промысловых водотрубопроводов (ПВТП) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти.

В зависимости от конкретных условий месторождения отдельные элементы рассмотренной структурной схемы могут отсутствовать или изменяться.

На различных стадиях организации и осуществления основного производственного процесса добычи нефти применяются разнообразные технологические процессы. Классификация их может быть разной. В основном принята такая разбивка:

освоение скважины (компоновка низа и перфорация колонны; вызов притока флюидов из нефтяного пласта; восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта);

исследование и установление оптимального режима работы скважин;

подземный ремонт скважин;

ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефтепромыслового оборудования;

воздействие на залежь [поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи продуктивных пластов).

В целом весь процесс добычи можно разделить на три части: разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление ими), включающая закачку воды (газа) в залежь;

подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность (технология и техника эксплуатации скважин);

сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и попутной воды.

Основные системы размещения скважин:

Треугольная Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.

Кольцевая Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.

Профильная Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Система ППД должна обеспечивать: необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;

подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физикохимическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;

проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;

герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы систему нагнетательных скважин;

систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 1073; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 11 12 13 14 151617 18 19 20 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!