WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 11 | 12 || 14 | 15 |

«FOUNDATIONS OFGAS RECOVERY TECHNOLOGY ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ГАЗА A.Kh. Mirzadzhanzade O.L. Kuznetsov K.S.Basniev Z.S.Aliev FOUNDATIONS OF GAS RECOVERY TECHNOLOGY Ш Moscow NEDRA 2003 А.Х. ...»

-- [ Страница 13 ] --

7 1. РАННЕЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ.2 ПРОЦЕССА ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН В процессе разработки вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также при неравномерном распределении отборов газа по площади залежи газовые скважины могут преждевременно обводняться контурными, подошвенными и чуждыми водами. Неоднородность продуктивных отложений по толщине и неравномерность их дренирования по проницаемым и дренируемым прослоям (трещинам), пропласткам, пачкам также вызывают преждевременное обводнение скважин. Преждевременное обводнение добывающих газовых скважин нарушает целостность газонасыщенного пласта, ухудшает условия работы промыслового оборудования, увеличивает объем защемленного газа в недрах, в результате снижает технико-экономические показатели разработки месторождения. Необходимость внесения корректив в первоначальный проект разработки часто в значительной мере определяется характером обводнения скважин и пластов. При решении вопросов размещения скважин на газоносной площади и очередности ввода их в эксплуатацию необходимо учитывать продвижение контурных или подошвенных вод. Следует отметить, что обводнение одной или нескольких скважин не должно менять представления о режиме разработки месторождения, поскольку обводнение скважин может произойти по наиболее проницаемым пропласткам, трещинам, в то время как основные запасы газа еще не охвачены процессом вытеснения водой. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с контурной или подошвенной водой показывает, что основным резервом повышения эффективности выработки газонасыщенного слоя является четкая организация и а v \..

/^ 87 86 85 84 83 / \ Л r Годы Годы Рис. 7.42. Зависимость изменения содержания метана (а), пентана (б), гексана (в) и углекислого газа (г) от времени. Скважины: 1 - 711;

2 - 106;

J - 104;

4 ~ 113;

5 - 116;

б - 178;

7 - осуществление контроля, обеспечивающего своевременное и качественное проведение мероприятий по регулированию разработки. Вопросы борьбы с обводнением скважин приобретают особое значение не только для старых газодобывающих районов, но и для некоторых месторождений, находящихся на ранней стадии разработки. Борьба с обводнением газовых скважин в настоящее время приобретает особое значение и для Оренбургского газоконденсатного месторождения. Годы Газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения, как известно, приурочена к карбонатному массиву нижнепермско-каменноугольного возраста. В разрезе карбонатных отложений к настоящему времени установлено несколько газоконденсатных залежей. Основная промышленная эксплуатация месторождения началась в 1974 г. с суммарным отбором 15 млрд. м3/год. Как показывает анализ фактических данных, обводнение скважин началось отдельными очагами независимо от их расположения. По некоторым скважинам месторождения в отдельные периоды их эксплуатации отмечается стабилизация или да же снижение текущей обводненности продукции, что видимо, связано с различной по времени степенью участия продуктивных пластов в работе. Наличие продуктивного горизонта большой толщины (несколько сотен метров), а также сложная конструкция забоя скважин и подъемника затрудняют контроль за процессом разработки месторождения. Поэтому предупреждение и ограничение обводнения скважин — одна из важнейших проблем разработки месторождения. Однако чрезвычайная сложность процесса обводнения скважин, многообразие причин возникновения и путей водопритоков усугубляют решение указанной проблемы. В связи с этим разработка косвенных методов, позволяющих диагностировать преждевременное обводнение скважин, несомненно, имеет большое практическое и научное значение. Как известно, изменение химического состава газовых залежей может происходить как в результате химических и бактериальных процессов, так и ввиду изменения условий фазового равновесия, скажем, при взаимном контакте с водой. Изучение закономерностей изменения физико-химических свойств воды и газа в результате их взаимного контакта необходимо при решении ряда вопросов разработки и эксплуатации месторождений газа. Вопрос взаимного влияния газа и воды на изменение их физикохимических свойств изучался многими исследователями. Помимо соотношения растворимостей различных компонентов процесс будет также зависеть от отношения газа к количеству воды. Чем больше воды будет взаимодействовать с газом, тем значительнее будет изменение состава газа. При этом характер взаимодействия воды и газа, безусловно, тоже будет влиять на изменение состава газовой фазы. В данном разделе рассматривается возможность диагностирования обводнения газовых скважин по результатам анализа газа. С этой целью были собраны и систематизированы данные хроматографических анализов газа по скважинам. Следует отметить, что для обработки были выбраны те скважины, из которых было отобрано не менее трех проб газа в процессе их эксплуатации. Состав газа месторождения представлен в основном следующими компонентами: H2S;

N2;

CO2;

C t ;

C2;

C3;

C4;

C5;

C6. Были исследованы все компоненты, характеризующие состав газовой фазы в отдельности, т.е. исследован характер изменения отдельных компонентов до и после обводнения скважин. С этой целью построены зависимости изменения содержания отдельных компонентов в процессе эксплуатации для обводненных скв. 711, 106, 104, 113, 116, 178, 161. Анализ показал, что при приближении пластовой воды к скважине, т.е. при ее появлении, наибольшим изменениям подвержены в основном содержания следующих четырех компонентов: С ь С5, С6, СО2 (рис. 7.42). В большинстве случаев до обводнения скважин содержание Се, С5, СО2 увеличивается, при этом содержание метана уменьшается. Поэтому в качестве диагностирующих признаков использовались именно эти компоненты (признаки). Однако судить о появлении воды «количественно», т.е. предупредить обводнение скважин по отдельным этим признакам, оказалось невозможно, хотя есть вероятность по ним предсказать обводнение «качественно». Поэтому необходимо было разработать методику для прогнозирования обводнения скважин, включающую все четыре признака. Прогнозирование обводнения газовых скважин представляется возможным, в частности, при использовании методов классификации объектов. Как известно, одним из таких эффективных методов классификации является метод экспертных оценок, или так называемый метод ранговой классификации. Стати 1976 1977 1978 1979 1980 1981 Годы 1978 Годы Рис. 7.43. Изменение функции классификации R в процессе эксплуатации скв. 104 (а) и СКВ. 161 (б) стический анализ экспертных оценок относится к непараметрическим методам статистики и является одним из способов принятия решения при распознавании объектов на основе «коллективной интуиции». К достоинствам таких оценок относится то, что они позволяют выявить основные факторы и взаимосвязь между ними, установить относительную важность их, а также контролировать и оценивать будущие результаты. Рассмотрим применение анализа экспертных оценок, проведенного по указанным признакам, для прогнозирования обводнения скважин. Сначала весь диапазон изменения каждого параметра разбивался на ряд интервалов (на пять) и каждому интервалу присваивалось определенное число рангов. Всем значениям признаков, попавшим в данный интервал, присваивалось значение ранга, соответствующее этому интервалу. Функция классификации R для каждого объекта определялась суммированием значений рангов по всем признакам, характеризующим данный объект. Анализ экспертных оценок, проведенный по составу газа, позволил установить тот факт, что при значении R > 12 в скважине появляется вода, что подтвердилось по всем обводненным скважинам. В качестве примера на рис. 7.43 приводятся изменения R в процессе эксплуатации скв. 104, 161. Следует отметить, что по характеру изменения R во времени можно приблизительно судить о начале обводнения. За некоторое время до обводнения скважин начинает существенно увеличиваться значение R (скв. 116 — за 12 мес R выросло от 7 до 13, скв. 711 — за 12 мес от 9 до 13, скв. 107 — за 5 мес от 10 до 16, скв. 113 — за 11 мес от 9 до 13, скв. 161 — за 20 мес от 10 до 14 и т.д.). Данная методика позволяет прогнозировать надвигающееся обводнение скважин за 6—20 мин.

7.13. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НАЧАЛА ИЗМЕНЕНИЙ ХАРАКТЕРА ОБВОДНЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Осложнения, обусловленные интенсивным внедрением вод в разрабатываемые залежи, связаны главным образом с существенным снижением конечной газо- и конденсатоотдачи из-за защемления большого количества газоконденсатной смеси и ухудшением технико-экономических показателей разработки вследствие выбывания обводненных скважин из действующего фонда и осложнения условий эксплуатации. Поэтому регулирование этого процесса путем изменения системы отборов газа и переключения скважин требует своевременного и непрерывного контроля за продвижением пластовых вод. В настоящее время о проявлении и продвижении этих вод судят в основном по увеличению выхода воды и ее солевому составу, т.е. по имеющемуся фактическому обводнению отдельных скважин. Однако для поддержания оптимального режима разработки, т.е. осуществления рациональных отборов газа, которые обеспечивают равномерное продвижение пластовых вод, необходимо заранее диагностировать и прогнозировать их продвижение до начала фактического проявления обводнения в отдельных скважинах или прорыва контура водоносности к скважинам последующего ряда. Для решения этой задачи в качестве метода ранней диагностики предлагается использовать аппарат спектрального анализа. Данный подход позволяет на основе изучения взаимосвязи в частотной области между дебитами газа и конденсата судить о качественных изменениях, происходящих при разработке залежи. Основными характеристиками спектрального анализа являются: спектральная и взаимоспектральная плотности S, которые для случайных процессов X(t) и Y(t), согласно теореме Винера - Хинчина представляются следующим образом: 5,.(/) = 4 JR Дт) cos 2nfxdz, (7.177) (7.178) = 4ji?iy(T)cos27i/TdT + 4;

j7?l.(T)sin27i/TdT. (7.179) о о Здесь Rx(i), Ry(t), Rxy(i) — автокорреляционные и взаимокорреляционные функции процессов X(t) и Y(t), определяющиеся равенствами Siy(f) Д г (т) = lim - \X(t)X(t - x)dt, т r->« r (7.180) г x)dt, (7.181) lv (t) = lim i lX(t)Y(t - x)d, т (7.182) где Т - время наблюдения за процессом (7 = hN;

h - интервал дискретности замеров;

N - число замеров);

/— частота (f=ifo = i/T, г = 0, 1,..., JV - 1);

т время задержки;

j — мнимая единица. Введенные характеристики позволяют определить функцию связи для двух стационарных случайных функций X(t) и Y(t). Функция связи, или функция когерентности у213,(/), является частотным аналогом нормированной корреляционной функции. Функция когерентности позволяет определить ту часть спектра, в которой X(t) и Y(t) когерентны, т.е. ту область частот, в которой процессы, представленные функциями X(t) и Y(t), обмениваются информацией. Когерентность двух функций определяется соотношением Y Гху (7.183) Описанный аппарат применен к анализу обводнения группы газоконденсатных скважин, входящих в УКПГ-15 газоконденсатного месторождения Западный Шатлык. Судя по динамике обводнения указанного участка с начала эксплуатации (рис. 7.44), в первые 54 мес отмечался равномерный процесс обводнения, сопровождавшийся постепенным продвижением контура водоносности. Начиная с 55-го мес, произошло резкое увеличение отбора попутной воды, вызванное прорывом языков обводнения к некоторым добывающим скважинам внутреннего ряда. В этот период наблюдается увеличение отбора воды с месячного уровня 610 м 3 до 12,5103 м, т.е. более чем в 2 раза. При этом средний уровень добычи газа сохранился неизменным - 580-103 м3/мес.

Ув, 10 м 12 10 8 6 2 n ( ЛлА/ - ^J 10 20 30 40 40 60 70 t, мес Рис. 7.44. Динамика обводнения УКПГ-15 в течение 76 мес с начала эксплуатации Рис. 7.45. Изменения функции когерентности для пяти серий расчета 5п Т а б л и ц а 7.27 Значение функции когерентности у2 для серий расчета Частота 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 1 0,342 0,269 1,000 0,364 0,791 1,000 1,000 0,915 1,000 1,000 2 0,324 0,768 0,761 1,000 0,618 1,000 0,685 1,000 0,645 1,000 3 0,277 0,786 0,848 0,305 0,471 1,000 0,788 1,000 0,666 0,833 4 1,000 0,846 0,541 0,750 0,256 0,284 0,302 0,611 0,500 0,520 5 1,000 0,871 0,685 0,485 1,000 0,429 0,869 0,246 0,501 0, Принята следующая схема расчетов. По имеющимся временным рядам V(t) и Q(t) дебита усредненной скважины по соотношениям (7.177)—(7.183) рассчитывались спектральные плотности Sv(f) и SQ(J), а также функция когерентности YVQ(/) Д Л Я первых 40 мес - точек, далее осуществлялся сдвиг на четыре временных интервала и т.д. Таким образом, выбранный отрезок анализа — 40 точек - «скользит» по всему временному интервалу эксплуатации данной группы скважин. При этом выполнено пять серий расчетов функции когерентности (табл. 7.27). Графики изменения этой функции по верхним fB = 0,50 и нижним /н = 0,05 частотам в зависимости от порядкового номера п временного сдвига (рис. 7.45) показывают, что начиная с третьей серии расчетов функция связи на выделенных частотах испытывает резкие изменения: по нижней частоте возрастает, а по верхней - существенно убывает. Следовательно, уже за 4 мес до интенсивного прорыва воды по группе скважин, входящих в УКПГ-15 газоконденсатного месторождения Западный Шатлык, отмечались резкие изменения в их спектральных характеристиках. Таким образом, наличие резких изменений в значениях функции когерентности, отражающей связь в частной области между отбором газа и конденсата по группе скважин, может служить ранним диагностическим критерием начала изменений в характере обводнения скважин. 7.14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛА АКТИВНОГО ВНЕДРЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД В ЗАЛЕЖЬ ПРИ УПРУГОВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на истощение при упруговодонапорном режиме разработки важной проблемой является своевременное определение момента начала активного внедрения краевых вод в залежь. Кроме традиционных методов контроля за продвижением воды по пласту на основе гидрохимического анализа продукции скважин и геофизических исследований, определять момент внедрения краевых вод в газовую часть месторождения можно на основе анализа текущих показателей разработки. Преимущество такого анализа — оперативное получение информации о состоянии пластовой системы на основе доступных, имеющихся на любом промысле данных. В некоторых случаях при этом внедрение воды можно зафиксировать раньше, чем обычными методами контроля. Зафиксировать момент начала активного внедрения воды в залежь можно, в частности, на основе анализа математической модели пластовой системы с привлечением аппарата теории катастроф. Математическую модель истощения газового или газоконденсатного пласта можно выбрать не единственным образом в зависимости от того, какое явление необходимо исследовать. При газовом режиме разработки ввиду линейности рпл/г-зависимости можно записать #%т = С, (7.184) где EQr - накопленная добыча газа;

С - отрицательная постоянная. При упруговодонапорном режиме зависимость paR/z нелинейна, поэтому уравнение (7.184) не будет иметь места. При активном внедрении в залежь краевых вод зависимость рпл/г будет отклоняться от линии газового режима, и в этом случае в качестве динамического уравнения объекта будет поскольку входной переменной, регулирующей разработку, является EQr- Примем, что / ( 2 Qr) является полиномиальной зависимостью. В этом случае динамическое уравнение пластовой системы можно записать в одной из следующих форм: #% A {Pn«lz) Д;

+ C2;

(7-186) (7.187) где Ah Bh Q, D3 - изменяющиеся в ходе разработки параметры. Выбираемая для конкретных вычислений модель динамической системы должна давать возможность адекватно описывать процесс истощения залежи, определять моменты качественных изменений динамического равновесия (в нашем случае - из-за внедрения воды в газовую зону пласта) и не быть очень сложной для практических вычислений. Считая, что перечисленным условиям удовлетворяет уравнение (7.187) (обоснование его выбора дано ниже), покажем возможность определения на основе данной модели момента внедрения воды в залежь при упруговодонапорном режиме эксплуатации. Применяя принцип описания градиентов систем, запишем уравнение (7.185) в виде ^ ^ (7.189) где V — потенциальная функция, управляющая поведением изучаемой системы, локальные минимумы которой соответствуют равновесным динамическим состояниям. Вид функции К для уравнения (7.189) следующий: i i + Z ).

(7.190) Функцию V с помощью замены переменных можно свести к каноническому виду для катастрофы типа «складка». Число критических точек у V зависит от значений параметров А2, В2, С2, изменяющихся в процессе разработки. Качественное изменение развития рассматриваемой пластовой системы произойдет при таких значениях указанных параметров, при которых у V изменится число критических точек. Таким образом, условием катастрофы является V' = V" = 0 или (7.191) Исключая из системы (7.192) EQr. получим условие катастрофы в виде 4А,С2 - Я22 = 0. (7.193) Текущий контроль за разработкой заключается в определении по данным эксплуатации параметров А2, В2, С2 и проверке условия (7.193). Его выполнение означает качественное изменение процесса истощения залежи, которое, в частности, может быть связано с активным внедрением краевых вод. Результаты, получаемые на основе описанного подхода, естественно, должны согласовываться с технологической обстановкой и условиями разработки месторождения. В уравнении (7.189) используются только данные промысловой рал/г-зависимости. Это связано, с одной стороны, с желанием упростить расчеты и сам вид математической модели, а с другой - с тем, что все процессы, происходящие в пласте, находят свое отражение в той или иной степени в характере зависимости р„л/г от SQr В частности, для упруговодонапорного режима истощения газовых и газоконденсатных месторождений на определенном этапе раз работки имеет место отклонение кривой этой зависимости вверх от линии газового режима. Поскольку в основном это отклонение обязано процессу активного внедрения воды в газовую область пластовой системы, по промысловой />пл/г-зависимости можно фиксировать начало этого явления указанным способом. Описанный метод был применен для определения моментов начала обводнения некоторых месторождений Краснодарского края, разрабатываемых при водонапорном режиме. Сердюковское газоконденсатное месторождение. Показатели разработки, необходимые для расчетов по Сердюковскому ГКМ, приведены в табл. 7.28. Для определения момента внедрения воды с помощью методов теории катастроф исходная зависимость рпЛ/г была статистически продифференцирована. Полученные значения статистической производной dUQr/dOv/z) в зависимости от EQr представлены в табл. 7.29. Затем по первым трем значениям из этой таблицы методом наименьших квадратов определяли параметры А2, В2, С2 уравнения (7.189) и вычисляли величину 4А2С2 ~Щ Эту процедуру повторяли для следующих трех (со сдвигом на одну точку) значений и т.д. Результаты данных расчетов приведены в табл. 7.30, из которой видно, что момент катастрофы зарегистрирован (поскольку АА2С2 - В% меняет знак, проходя через нулевое значение) при учете седьмой точки зависимости dEQr/d(pn.,/z) от EQ,., что соответствует значению SQr = 0,92 млрд. м3. Этот момент разработки и фиксируется как начало внедрения воды в залежь Сердюковского ГКМ. Таким образом, для данного месторождения предложенный метод позволяет осуществить раннее диагностирование момента внедрения воды в пласт, поскольку визуально отклонение рпл/г-зависимости можно зафиксировать только при EQ,.= 1,3 млрд. м3. Оценим значение SQr с использованием параметров А2, В2, С2. Согласно табл. 7.30, для N = 5, 6 и 7 А2 = -4,31110~9(м3МПа), В2 = 74,892-Ю"1 МПа 1. В момент катастрофы Г а б л и ц i< 7.28 Результат численного дифференцирования Результат численного дифференцирования Z<2,-.

10 V 0,034 0,089 0,232 0,331 0,416 0,528 0,707 0,727 0,900 1,004 0,064 0,185 1, Рпл Z МПа 29,10 28,60 28,57 27,80 27,80 27,81 27,48 27,28 26,94 26,90 26,63 26,28 26, ZGr.

ZQ r.

109м 10-'° МПа/м -90,9 -2,1 -77,8 +0,9 -18,4 -100 -19,7 -0,4 -45,0 -28,9 -27, 109м3 0,0615 0,1605 0,2815 0,3735 0,4720 0,6175 0,7170 0,8135 0,9520 1,0340 1,1245 1,2320 1,661 2,475 2,731 2,825 3,256 3,784 4,205 4,412 4,612 6,114 6,304 6,402 6, Рпл г МПа ИГ 25,30 24,04 23,84 23,66 22,48 21,60 21,00 20,85 20,55 17,85 17,70 17,35 17, г г> ZQ r, 109м3 1,4700 2,0680 2,6030 2,7780 3,0405 3,5200 3, МПа/м -18,9 -15,5 -7,8 -19,2 -27,4 -16,7 -14, Таблица 7.29 Номер точки 1 2 3 4 5 6 7 dZGr/d^f-.

10~ м /МПа -39,76 -50,31 -54,09 -56,09 -54,00 -44,26 -44,06 -46, 7 1<2Г, Ю9 м 0,2668 0,3889 0,4993 0,5935 0,7120 0,8258 0,9208 1, Номер точки 10~ м /мПа 9 10 11 12 13 14 15 -41,9 -55,32 -60,81 -67,14 -60,67 -55,92 -53, 7 I Q r, Ю9 м 3 1,2110 1,5510 1,8638 2,0045 2,2553 2,7940 3, Т а б л и ц а 7.30 Номера точек зависимости d Z Q r (уп \ для расчета 1, 2, 3 2,3,4 3,4,5 4,5,6 5,6,7 6,7,8 2,186 0,584 1,727 3,003 -4,311 -0,917 -22,907 -8,636 -20,787 -37,676 74,892 15,506 5,766 -25,480 6,475 61,901 -369,021 -109,306 Минус А2, КГ9 (м 3 МПа)"' Знак 2 4л2С-2 — В' В2, 10"1 МПа"1 Сг, Ю"7 м3/МПа Плюс « (7.194) ИЛИ Q r = - 1 ^ _ = 8,69 108 м 3 = 0,869 млрд.м3. Обоснуем теперь вид модели (7.189), взятой в качестве расчетной. Если обозначить dEQr/dOvyz) (XQx)= W, a EQr = х, то уравнения (7.186)—(7.188) будут иметь вид W =А х + В k = 1' = 2;

W = А3х (7.195) В3х +C3x и т.д., где k — степень полинома. По сути дела, мы хотим аппроксимировать полиномом имеющиеся промысловые данные W = / (х), что приемлемо для систем некоторых типов. Однако при этом не ясно, какую степень полинома принять, поскольку выбранная модель должна адекватно описывать исследуемый процесс. Для формального обоснования модели дадим ретроспективно оценку вида уравнения регрессии для первых шести точек зависимости W = f{x). 1Хпя этого были подобраны методом наименьших квадратов параметры At, В,, Cit D3 каждо го из трех уравнений (7.195) для первых шести точек зависимости W = f(x). Далее были определены дисперсии / каждой модели по этим же точкам: I = ~Y.(W,-WM)2, (7.196) где / - число точек экспериментальной зависимости, по которым определяется дисперсия;

Wh WM - соответственно экспериментальные значения и значения, полученные расчетным путем для конкретной модели. Результаты расчетов сведены в табл. 7.31, из которой видно, что при переходе от уравнения регрессии W = А2о? + B-gc + С2 к уравнению W = А& + + В$х? + С& + D3 дисперсия уменьшается. Считая, что отклонения (Wf - Wu) подчиняются нормальному закону распределения, определим, значимо или нет отличаются дисперсии в случае квадратичного и кубического уравнений регрессии при / = 6 на основе критерия Фишера. Исходя из данных табл. 7.31, составим /^-отношение: F = 0,642/0,366 = 1,75. Критическое значение F-статистики на уровне значимости а = 0,05 и для числа степеней свободы числителя и знаменателя mi: тп2 = 6 - 1 = 5 составляет Fa.iin.m-, = 5>05- Поскольку выборочное значение.F-статистики меньше Fa щ,„2, то дисперсии моделей отличаются незначительно, и, таким образом, усложнения квадратического уравнения регрессии не нужно. Кущевское газоконденсагпное месторождение. Необходимые для расчетов показатели разработки Кущевского ГКМ приведены в табл. 7.32.

Таблица Число точек, по которым проведены расчеты 3 Степень полинома k 1 2 3 1 2 3 Дисперсия, 10 м (м 3 /МПа) 2 3,047 0,35310"' 0,442-Ю"7 12,705 ОД 88 0,134 7.31 Степень полинома k 1 2 3 1 2 Число точек, по которым проведены расчеты 10м (мУМПа) 37,827 0,642 0,366 39,175 4,389 2, Дисперсия, Таблица РплД МПа 18,6 18,0 17,2 16,6 15,5 14, 7. Рпл, Рил/2, ZGr.

<л9 3 10 М _ МПа 14,98 14,64 14,10 13,55 12,93 12, Число обводненных скважин _ — — — ZQ r, !t 1U in МПа 11,67 11,36 11,06 10,72 8,86 8, МПа 13,8 13,4 12,9 12,4 10,0 9, М Число обводненных скважин 4 10 И 14 11 0,523 1,182 2,098 3,507 4, 6,548 8,179 10,054 12,054 14,789 16, Результаты статистического дифференцирования исходных промысловых данных представлены в табл. 7.33. Дальнейшие вычисления проводились аналогично. В результате для Кущевского ГКМ на основе данного метода момент начала активного внедрения воды в залежь (момент катастрофы) фиксируется при EQr = 7,438 млрд. м 3 (согласно табл. 7.33). Староминское газоконденсатное месторождение. Необходимые показатели разработки Староминского ГКМ приведены в табл. 7.34. Результаты статистического дифференцирования исходных данных приведены в табл. 7.35.

Т а б л и ц а 7.33 Номера точек зависимости dlQr, _. й \Рал1Ч взятых для расчета 1,2,3 2,3,4 2,4,5 4,5, Номер точки din I z) ZQr. Ю M Знак 4А2С2 - В| 10"' м /МПа -0,100 -0,128 -0,155 -0,174 -0,196 -0,283 0,951 1,828 2,940 4,281 5,802 7, 1 2 3 4 5 Минус Плюс Т а б л и ц а 7.34 Год разработки 1-й 2-й 3-й 4-й рш, МПа 22,68 21,17 19,91 19,07 IQr, 10 м 9 Год разработки 5-й 6-й 7-й 8-й Ра,, МПа 18,29 17,90 16,64 16, ZCr.

10 9 м 3 8,172 10,095 11,909 13, 0,084 1,566 3,890 6,212 Т а б л и ц а 7. Номер точки 1 2 3 4 dZQr 10 8 м 3 /МПа -13,57 -17,88 -23,91 -29,12 -27, Номера точек зависимо 10г,Ю м 1,385 2,938 4,960 7,090 9, dip Iz I Знак 4Л2С2 - В2 Минус взятых для расчета 1,2,3 2,3,4 3,4, Т а б л и ц а 7.36 Год, квартал 1978 I II III IV 1979 I II III IV Рш,, МПа ZQr. I " " 390,5 444,5 490,5 538,5 587,1 634,5 681,2 724, Год, квартал 1980 I II III IV 1981 I II III IV рал, МПа 16,9 16,4 16,1 15,8 15,4 15,0 14,6 14, ZQr. ю " 771,2 816,7 858,8 901,1 943,6 986,4 1023,5 1058, 21,6 21,2 20,7 20,1 19,4 18,8 18,1 17, В приведенных расчетах по Староминскому ГКМ в качестве исходной используется не рплД-зависимость, a p M (2Qr)- При этом, как видно из табл. 7.35, катастрофы в начальный период разработки не наблюдается, т.е. согласно данной методике внедрение воды началось с самого начала разработки. Для определения начала водопроявлений по отдельным скважинам газовых и газоконденсатных залежей можно применять методы теории катастроф, аппарат которой служит удобным средством анализа качественных нарушений нормальной работы объектов в период, непосредственно предшествующий возможному внедрению пластовых вод в пласт. Покажем на примере анализа работы отдельных скважин Вуктыльского газоконденсатного месторождения (ВГКМ) возможность контроля за началом водопроявления на основе методов теории катастроф. Для анализа работы скважин была принята динамическая модель вида dIQr/dpIUI = (7.197) т.е. обычно по скважинам месторождения ведется учет динамики пластовых давлений во времени и добычи по месяцам, кварталам и т.д. Приведем результаты расчетов в последовательности, подробно описанной для трех скважин ВГКМ, по которым известны моменты появления пластовой воды в продукции, т.е. возможен ретроспективный анализ. Необходимые данные для расчетов по скв. 137 ВГКМ приведены в табл. 7.36. В расчетах используются данные о накопленных отборах газа и динамике Таблица Номер точки 1 2 7.37 Номера точек зависимо Q (р.,,. 12) IQ,-, 10" м 490,15 539,15 586,18 632,73 679,23 725,90 770,20 813,80 858,15 901,3 943,75 986, 10 8 м 3 /МПа -8,85 -7,75 -7,35 -7,01 -7,01 -7,56 -9,00 -10,96 -12,22 -12,13 -11,10 -11, d(v мл lz\ Знак 4А2С2 - В 3 6 7 8 9 10 И взятых для расчета 1, 2, 3, 4 2, 3, 4, 5 3, 4, 5, 6 4, 5, 6, 7 5, 6, 7, 8 6, 7, 8, 9 7, 8, 9, Плюс Минус « Т а б л и ц а 7.38 Номер скважины 137 25 167 Момент внедрения воды в призабойную зону скважин, определенный на основе применения методов теории катастроф IV квартал 1980 г.

П Р И Z Q, = 9 0 0 м л н - м3 I квартал 1975 г. П Р И Z Q r = 520 м л н - " 3 II квартал 1980 г. при XQ, " 3 2 0 м л н - м Момент появления пластовой воды в продукции скважин, зафиксированный на основе гидрохимического анализа проб IV квартал 1981 г. при ХСг " 1 0 6 0 м л н ' м ' II квартал 1976 г. при С,. =793 млн. м 3 I квартал 1980 г. при >,. = 290 млн. м пластовых давлений по кварталам. Промысловая зависимость пластового давления от накопленных отборов для каждой из указанных скважин была статистически продифференцирована, т.е. были получены точечные значения зависимости dEQr/djP,,.,, (табл. 7.37). Далее расчет проводился следующим образом. Для первых четырех (или трех) точек зависимости dQ r /d/? nr, (EQr) методом наименьших квадратов определялись параметры А2, В2, С2 уравнения (7.189) и вычислялся знак выражения &А2С2 - В%. В данной последовательности расчет повторялся для следующих четырех (или трех) точек (со смещением на одну точку) и т.д., скользя по значениям зависимости dXQ r /dp i n (EQr). Результаты определения знака выражения АА2С2 - В\ также приведены в табл. 7.37. При изменении знака выражения АА2С2 - В] считается, что система (скважина) попадает в критическую область значений параметров и в ней происходит качественное изменение динамического равновесия, т.е. на данной скважине нарушается предыдущий нормальный режим работы, что может быть обусловлено началом внедрения воды в призабойную зону. Определенные таким образом моменты внедрения воды и частичного обводнения скв. 137, 25, 167 ВГКМ приведены в табл. 7.38. Как видно из этой таблицы, момент внедрения воды в призабойную зону скважины, определенный на основе применения методов теории катастроф, либо на год опережает, либо практически совпадает с моментом появления пластовой воды в продукции этой скважины, определенным на основе гидрохимического анализа проб.

ГЛАВА ПОВЫШЕНИЕ ГАЗОИ КОНДЕНСАТООТДАЧИ ВНУТРИКОНТУРНЫМ ЗАВОДНЕНИЕМ В современной стадии развития газовой промышленности эффективность использования ее сырьевой базы в значительной степени определяется достоверностью оценок запасов газа (а также других промышленно значимых компонентов) и прогноза режима их извлечения. Сложившаяся практика предусматривает: оценку запасов газа объемным методом в процессе и по результатам геологоразведочных работ, а в некоторых случаях и по результатам разбуривания залежи в процессе ее разработки;

уточнение запасов газа методом падения давления на этапе опытнопромышленной эксплуатации и в процессе дальнейшей разработки месторождения;

прогноз основных показателей разработки на основе текущих оценок запасов газа, достигнутой продуктивности скважин и т.д. При этом в расчетах не учитываются погрешности оценок запасов и продуктивности, а коэффициент газоотдачи принимается равным единице (или ограничивается с учетом планового давления забрасывания);

вся залежь аппроксимируется газодинамически единой моделью на весь период разработки. Исключение составляют залежи, осложненные тектоническими нарушениями. В рамках такой газодинамической модели коэффициент газоотдачи не зависит от числа и расстановки добывающих скважин, а метод падения давления позволяет оценить начальные запасы газа в залежи. Такая практика сложилась на основе опыта изучения залежей простого геологического строения и происходящих в них процессов фильтрации при извлечении газа. При этом показатели разработки сравнительно небольших месторождений в большинстве случаев прогнозируются удовлетворительно в начальных проектах разработки или корректируются при последующих работах. Фонд добывающих скважин обычно уточняется по данным опытнопромышленной эксплуатации в предположении, что текущие оценки запасов и продуктивности соответствуют фактическим. Проведенные в последнее время исследования показали, что принятые в практике разработки представления о газовых залежах в процессах извлечения газа являются весьма приближенными и обусловливают неоптимальное использование сырьевой базы. Это обусловлено следующим. В основном запасы газа, определенные объемным методом, систематически занижены по отношению к фактическим не менее чем на 15 %. То обстоятельство, что погрешности оценки запасов газа объемным методом (а также и продуктивности скважин), как правило, не определяются, но являются весьма большими (в запасах в среднем не менее 30 %, в оценках продуктивности еще больше), не позволяет обосновать завершенность геологоразведочных работ и выбрать оптимальную систему разработки. Принимаемые газодинамические модели залежей аналитических методов проектирования позволяют весьма приближенно прогнозировать показатели разработки из-за их несоответствия реальным объектам. В рамках этих моделей прогноз по существу определяется не потенциально извлекаемыми запасами газа, а текущими дренируемыми при принятой системе разработки. Фактические запасы газа остаются неизвестными, что не стимулирует создание более совершенных систем разработки, но всегда приводит к неучтенным потерям сырья, так как газоотдача реальных залежей практически не может быть равной единице. Из факторов, обусловливающих необходимость и возможность совершенствования системы использования сырьевой базы, в настоящее время наиболее исследовано влияние газонасыщенных пород, в которых фильтрация газа происходит с начальным градиентом давления. Установлено, что такие породы не только содержат извлекаемые запасы газа, но и в большинстве случаев определяют газодинамическую связь между различными частями залежи. Газоотдача, а также некоторые технико-экономические показатели (время ввода ДКС, суммарная добыча газа в период постоянного отбора и т.д.) существенно зависят от системы разработки и в первую очередь от расстановки добывающих скважин и режима извлечения. Проведенные оценки показали, что фактические коэффициенты конечной газоотдачи из таких месторождений, как Газли (горизонт IX), Вынгапуровское, Медвежье, Северо-Ставропольское, оказываются ниже проектных (при одних и тех же давлениях забрасывания) на 10—15 %;

еще более значительные расхождения в расчетах коэффициента газоотдачи имеют место для залежей, сложенных карбонатными отложениями. Из последних наиболее исследовано Оренбургское месторождение. Значительная доля газа при принятых системах разработки может быть добыта лишь в период падающей добычи. В этот период обычно добывается суммарное количество газа, существенно большее, чем планировалось в проектах разработки. Наглядным примером может служить история разработки Шебелинского месторождения. Ограниченность использования фильтрационной модели обусловливает существенные недостатки применяемых систем разработки, базирующихся на ней. Основной из них - зоны и пропластки, запасы в которых плохо дренируются. В результате необходим преждевременный ввод ДКС. Значимость ошибок в оценках начальных запасов газа объемным методом можно проиллюстрировать данными по сеноманской залежи Уренгойского месторождения. Уточненная оценка запасов (примерно в 1,5 раза больше) обусловила целесообразность существенного изменения плана добычи, для этих уточнений практически не потребовались дополнительные геологоразведочные работы, а лишь использование более совершенных методов исследования залежей с учетом их неоднородности. Уточненные представления о строении залежей и происходящих в них процессах при извлечении газа позволяют сделать следующие основные выводы. Газовые залежи применительно к планированию системы извлечения целесообразно аппроксимировать блочной фильтрационной моделью, в которой разные части залежи — блоки разделены породами с начальным градиентом давления при фильтрации газа. Число и расположение блоков определяются как условиями осадконакопления, так и текущим пластовым давлением. В силу блочного строения залежей система расстановки скважин должна приниматься с учетом вероятного конечного коэффициента газоотдачи;

последний максимален, если добывающие скважины расположены во всех значимых по запасам блоках. В большинстве случаев суммарное число добывающих скважин в сходных геолого-промысловых условиях не увеличится по отношению к принятому в настоящее время, если обеспечить потенциальную продуктивность скважин. Большой опыт работ по восстановлению продуктивности скважин накоплен на месторождениях Газли, Оренбургское и др. Метод падения давления целесообразно использовать лишь для оценки дренируемых запасов, потенциально извлекаемые запасы должны оцениваться объемным методом, а коэффициент газоотдачи должен обосновываться технико-экономическими расчетами. Установленная блочность строения залежей обусловливает высокую перспективность применения на газонефтяных залежах систем разработки с поддержанием пластового давления внутриконтурной направленной закачкой воды. При этом заведомо не будет прорывов воды в добывающие скважины, если закачка воды и отбор газа ведутся в разных блоках.

8.1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В настоящее время в СНГ все газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются на режиме истощения, что обусловливает: низкие коэффициенты конденсатоотдачи из-за ретроградных потерь конденсата в пластах;

большие затраты на подготовку газа к дальнему транспорту из-за необходимости строительства ДКС;

ограниченность периода постоянной добычи газа. Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с рос3 3 том его начального содержания (более 100 см /м ) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи г\к возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев г\к < 60 %. Проявление естественного упруговодонапорного режима при избирательном обводнении приводит к увеличению потерь конденсата. Эксплуатация газоконденсатных месторождений в режиме истощения обусловливает и другие недостатки. Остановимся на некоторых из них. Коэффициент газоотдачи при эксплуатации месторождений в режиме истощения существенно зависит от геологических особенностей месторождений и прежде всего от активности контурных вод, а также от экономикогеографических факторов. Опыт эксплуатации газовых месторождений в США показывает, что средний коэффициент газоотдачи цт при газовом режиме разработки равен 0,85. Следует отметить, что эти данные получены для мелких месторождений, расположенных вблизи потребителя, и поэтому они близки к предельным. Из факторов, влияющих на т]г, особенно следует отметить удаленность месторождения от потребителя, что обусловливает давление забрасывания. В условиях проявления водонапорного режима коэффициент газоотдачи обычно понижается: есть данные, что минимальные значения его в гранулярных пластах могут составить около 0,45, т.е. быть на уровне доли активного газа ПХГ. В СНГ имеется ряд месторождений с активной водонапорной системой, в которых конечные значения цт находятся на уровне 0,5 (некоторые месторождения Краснодарского края, Волгоградской области) или близки к нему. Вместе с тем есть месторождения, на которых при проявлении упруговодонапорного режима, судя по литературным данным, получены или планируются значения л г на уровне 0,8 и выше. В пластах с вторичной пористостью, и прежде всего в трещиноватых, г\т в среднем ниже. Однако приводимые в литературе высокие значения коэффициентов газоотдачи при проявлении водонапорного режима часто обусловлены тем, что расчет л.г проводят по отношению к промышленным запасам газа, рассчитанным объемным методом. Последние же, как показал специальный анализ 122 залежей, для которых запасы были с высокой надежностью определены по падению давления, систематически занижены примерно на 15 % по отношению к фактическим и характеризуются случайной погрешностью на уровне 30 %. Анализ разработки газовых месторождений, эксплуатирующихся в условиях активного естественного упруговодонапорного режима, показывает, что основная причина снижения газоотдачи — нерегулируемое избирательное обводнение. Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа при газовом режиме практически не превышает 60 % геологических запасов газа. Примерами могут служить данные по месторождениям СевероСтавропольскому, Газли, Шебелинскому, Некрасовскому, Майкопскому, Джаркак, Карабаир, Северный Мубарек, Волгоградского и Астраханского Поволжья и другим и плановые показатели по месторождениям Уч-Кыр, Шахпатых, УртаБулак, Кандым и др. Если учесть, что в период нарастающей добычи в ряде случаев извлекается примерно 10 % начальных запасов газа и более, то в период постоянной добычи газа даже при газовом режиме извлекается не более 50 % начальных запасов газа. При проявлении активного водонапорного режима с нерегулируемым избирательным обводнением объем добычи при постоянном темпе отбора сокращается. Так, на Ленинградском месторождении в период постоянной добычи было извлечено примерно 40 % начальных запасов газа. При проявлении естественного водонапорного режима практически невоз можен долгосрочный прогноз показателей разработки, что особенно недопустимо при эксплуатации крупных газоконденсатных месторождений. Так, например, по Ленинградскому месторождению согласно проекту разработки предполагалось сохранить до 1973 г. годовую добычу газа на уровне не менее 3 % начальных запасов газа, но в 1972 г. фактическая добыча была менее 1 %, а в 1973 г. — менее 0,5 %, т.е. соответственно в 3 и 6 раз ниже проектной. Следует отметить, что столь существенное расхождение обусловлено трудностями прогноза, а не случайными ошибками в проекте, который полностью соответствовал уровню развития теории эксплуатации газовых залежей на период его составления. Таким образом, при проектировании классической системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения практически можно планировать режим постоянной добычи не более чем на г|г = 50-60 % геологических запасов газа. Для уникальных и одиночных месторождений это обусловливает необходимость ориентироваться при технико-экономических расчетах на оценку максимальной годовой добычи в период постоянной добычи практически также лишь 50 % от геологических запасов газа, поскольку недозагрузка магистральных газопроводов большой протяженности в проектный срок их эксплуатации приведет к резкому повышению приведенных затрат на газ, добываемый из таких месторождений. В связи с этим, с одной стороны, возникает проблема доразработки месторождений на режиме падающей добычи;

эта проблема будет особенно существенной для наиболее удаленных и крупных месторождений, с другой стороны, создаются объективные предпосылки к длительной консервации газа и установлению годовых отборов на уровне, не превышающем 3 % начальных. Такие отборы не всегда оптимальны и для получения высокого коэффициента газоотдачи. Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах. Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активного водонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так как может привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен при избирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивности скважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболее существенно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластах с глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более. К важным факторам, обусловливающим снижение газоотдачи при разработке газовых месторождений на любом режиме, относится нелинейность фильтрации газа при малых градиентах давления, которая в предельном случае эквивалентна наличию начального градиента давления v. Иначе говоря, фильтрация происходит таким образом, что при градиентах давления, меньших по абсолютной величине, чем v, движение практически отсутствует. Проявление начального градиента давления при фильтрации неньютоновских нефтей в пластах, а также воды в глинистых породах и грунтах известно уже довольно давно. В последние годы была обнаружена нелинейность фильтрации не только воды, но и газа в глинистых породах, содержащих большое количество связанной (остаточной) воды. Эта вода, образуя с глинистыми частицами коллоидный раствор, перекрывает поровые каналы, увеличивая сопротивление фильтрации газа. С ростом градиента давления происходит перестройка коллоидных слоев около частиц глины, и скорость фильтрации возрастает непропорционально быстро, т.е. закон фильтрации имеет вид, характерный для псевдопластичных жидкостей. При большом количестве связанной воды возможно проявление начального градиента давления. Имеются промысловые наблюдения, подтверждающие наличие этого эффекта в реальных условиях разработки газовых месторождений и ПХГ. Например, продуктивный горизонт X месторождения Газли состоит из отдельных пачек, разделенных прослоями глины. Пачка 6 отделена от пачек 1—5, составляющих единую гидродинамическую систему, слоем глинистых пород с минимальной толщиной 3 м. Газонасыщенность этого прослоя составляет около 20 %. Начальные пластовые давления составляли в 1 — 5-й пачках 8,2 МПа, в 6-й — 9,6 МПа. Пачка 1 интенсивно разрабатывалась, а пачка 6 была вскрыта лишь одной скважиной. При этом падение пластового давления в пачках 1—5 и 6 было одинаковым, хотя разность давлений сохранялась. Это заставляет предположить, что гидродинамическая связь между пачками установилась лишь после снижения давления в пачках 1—5 на некоторую величину, т.е. в прослое между ними фильтрация газа происходит с начальным градиентом, составляющим п-0,1 МПа/м. Наличие начального градиента при фильтрации газа приводит к снижению как газо- и конденсатоотдачи, так и дебитов скважин вследствие образования застойных зон, иногда очень обширных, где газ неподвижен из-за недостаточного градиента давления. Влияние начального градиента давления в ходе разработки газовых и газоконденсатных месторождений осложняется тем, что начальный градиент в значительной степени зависит от водонасыщенности и эффективного давления, т.е. от разности между горным и внутрипоровым давлением. С ростом водонасыщенности начальный градиент давления при фильтрации газа через глинизированную породу значительно возрастает. Он отличен от нуля только при водонасыщенности больше некоторой предельной. Зависимость начального градиента от эффективного давления на образец показана на рис. 8.1, из которого видно, что с ростом эффективного давления начальный градиент увеличивается. Отмеченные зависимости необходимо учитывать при оценке влияния режима разработки на газоотдачу в связи с нелинейностью закона фильтрации и начальным градиентом. Разработка месторождений в режиме истощения происходит при больших градиентах, чем в случае внутриконтурного заводнения, в связи с чем часть застойных зон по мере снижения пластового давления и рос, МПа Рис. 8.1. Зависимость начального градиента давления v от эффективного давления на образец о»ф та градиента начинает дренироваться. Однако, с другой стороны, при снижении пластового давления возрастает эффективное давление, действующее на пласт, что, как уже отмечалось, приводит к росту начального градиента в малопроницаемых прослоях. Рост начального градиента для газа в ходе разработки может привести к тому, что малопроницаемые прослои превратятся в непроницаемые и будет отключаться и перестанет дренироваться часть коллектора. Эффекты начального градиента можно проиллюстрировать на примере ПХГ, созданных в истощенных пластах, в которых активный газонасыщенный объем при давлении оказался существенно (в 2 раза) меньше начального и восстанавливался при увеличении пластового давления до величин, близких к начальному. Наконец, при нерегулируемом или плохо регулируемом обводнении часть малопроницаемых прослоев может преждевременно обводниться и в них возникнет начальный градиент для газа. Такая опасность существует как при естественном, так и при искусственном обводнении и указывает на необходимость тщательного изучения разреза для контроля за разработкой. Проявление естественного водонапорного режима при избирательном обводнении на фоне указанных явлений приводит к еще большему снижению коэффициента газоотдачи в результате образования недренируемых целиков газа по площади залежи, специальное разбуривание которых в большинстве случаев малоэффективно, так как вновь пробуренные скважины быстро обводняются. Последнее проявилось и при разработке месторождений Краснодарского края (например, Ленинградское месторождение). Все это вызывает необходимость повышения эффективности системы эксплуатации газовых и особенно газоконденсатных месторождений. В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 25 см3/м3 наряду с эксплуатацией их на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 см3/м3 и при запасах газа от 10 млрд. м 3 и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны, из них к основным относятся следующие: большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями;

большие эксплуатационные затраты;

понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции. Однако принципиально поддержание пластового давления при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей весьма целесообразно. Одним из приемлемых методов поддержания пластового давления можно считать закачку воды. Возможность задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократно обсуждалась, но не была реализована на практике, так как результаты ранее выполненных лабораторных и промысловых исследований показывали, что вытеснение газа водой сопровождается интенсивным защемлением газа. При этом считалось, что коэффициент извлечения газа не превысит 50 %, т.е. будет примерно соответствовать реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей, разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался ряд принципиально важных факторов, раз дичающих механизмы вытеснения водой нефти и газа. Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированию водой как в масштабе пор, так и макронеоднородностей пласта. В результате коэффициенты вытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чем для нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулирования продвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрации для воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельство благоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой воды, которую можно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения. Проведенные в последние годы экспериментальные, теоретические и в небольшом объеме промысловые исследования показали, что при искусственно регулируемом заводнении некрупных газовых и газоконденсатных залежей имеется принципиальная возможность обеспечить более высокие коэффициенты газо- и тем более конденсатоотдачи, чем при эксплуатации месторождений на режиме истощения, даже при газовом режиме за счет регулирования процесса заводнения.

8.2. НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ МЕХАНИЗМА ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗА ВОДОЙ В результате проведенных советскими и зарубежными учеными лабораторных исследований процесса вытеснения газа водой в пористых средах установлено, что в таких средах отсутствует поршневое вытеснение газа водой, при этом остаточная газонасыщенность может изменяться в широких пределах (15— 50 %). Анализ работ по исследованию механизма вытеснения газа водой показал, что общепринятой точки зрения о количестве защемленного газа, основанной на убедительных экспериментальных данных, практически не существует. К наиболее качественным экспериментам можно отнести исследования, проведенные во ВНИИГазе А.Л. Хейном. Поэтому была выполнена специальная программа экспериментов по вытеснению газа водой в различных условиях методом физического моделирования. Газо- и конденсатоотдача пластов зависят от множества природных и технологических факторов. Вследствие этого, а также ввиду недостаточной информации о неоднородности и фильтрационно-емкостных характеристиках пластов метод физического моделирования применялся в основном для того, чтобы исследовать влияние некоторых основных факторов на газоотдачу и распределение насыщенности в пласте при вытеснении газа водой. Задача была сведена к исследованию влияния на процесс вытеснения газа водой трех безразмерных критериев подобия: 1) безразмерной скорости вытеснения ul/D2;

2 2) гидродинамического подобия структур пористых сред if/a ;

3) начальной водонасыщенности пласта So, где и — скорость вытеснения;

/ — характерный размер пласта;

D — капилляропроводность (скорость капиллярной пропитки) исследуемого образца пористой среды;

а = a cos 9./— /ц;

о — поверхностное натяжение;

0 — угол смачивания;

k — проницаемость;

тп — пористость;

ц — вязкость воды. Параметры ul/D2 и Гг/а2 позволяют оценивать количественно соотношение сил, действующих в пласте, и детальнее, чем это делалось ранее, дифференцировать пористые среды по их структурным свойствам. В опытах использовались линейные микрооднородные модели пласта из насыпных материалов (смесь кварцевого песка с маршаллитом). Газ вытесняли при поддержании постоянной скорости закачки и постоянного давления (17,5 или 20 МПа) в газовой зоне. Было установлено, что при фиксированном значении D2/a2 и So = 0 коэффициент конечной газоотдачи г|г является немонотонной функцией ul/D2, которая имеет очень пологий максимум при ul/D2 « 5 (рис. 8.2). При поддержании оптимальных условий вытеснения (ul/D2 ж 5) в пористых средах с существенно различным гранулометрическим составом защемляется разное количество газа, так что предельная остаточная газонасыщенность а ост изменяется в пределах 10—30 % объема пор, уменьшаясь с ростом D2/a2 (рис. 8.3). Коэффициенты газоотдачи при 5 0 * 0 были ниже, чем при 5 0 = 0, но общий характер зависимости газоотдачи от ul/D2 сохраняется. Визуально было установлено, что остаточная газонасыщенность о о с т существенно зависит от процессов, протекающих в зоне переходной насыщенности на фронте вытеснения. При определенных динамических условиях здесь наблюдается формирование целиков газа, которые в дальнейшем остаются неподвижными. Вследствие этого газонасыщенность за фронтом вытеснения возрастает. Несмотря на относительно небольшие размеры, целики газа явно выходят за пределы масштаба неоднородности пористой среды, поэтому образование целиков следует рассматривать как нарушение однородности потока по насыщенности. Наблюдения за изменением эффективных фильтрационных сопротивлений при различных скоростях вытеснения позволили установить, что существуют две области динамических условий вытеснения, для которых конечная газоотдача должна быть ниже предельного значения, связанного со структурой пористой среды. В области низких скоростей вытеснения имеет место капиллярная ul/D 0, 0, 0, 0, D1la Рис. 8.2. Зависимость коэффициента конечной газоотдачи г\г от ul/D?

Рис. 8.3. Зависимость остаточной газонасыочн от О2/ ГУ /а щенности дисперсия фронта, предопределяющая тенденцию к образованию целиков. При высоких скоростях вытеснения возникают условия для вязкостной дисперсии, что также обусловливает повышенное защемление газа в пористой среде. Условие ul/D2 » 5 соответствует оптимальному соотношению между капиллярными и вязкостными силами. Зависимость полноты вытеснения от начальной водонасыщенности обусловлена, с одной стороны, тем, что капилляропроводность при So * 0, как установлено экспериментально, выше, чем при 5 0 = 0. С другой стороны, остаточная вода способна вызывать неоднородность пористой среды по насыщению в микромасштабе. Оба этих фактора интенсифицируют дисперсию вытесняемого газа, следствием чего является повышенная остаточная газонасыщенность. Исследования подвижности газа в обводненной зоне пласта показали,.что целики газа оказываются окруженными средой, практически не проводящей газ. Движению целиков газа препятствует капиллярное давление. При этом пористая среда, естественно, может содержать больше защемленного газа, чем это предопределяется стандартными функциями относительных проницаемостей. В случае вытеснения газа водой в слоистых пластах при движении воды по напластованию конечная газоотдача уменьшается. Экспериментальное исследование этого процесса на моделях двухслойных пластов позволило установить, что механизм обводнения существенно зависит от динамических условий, а также от соотношения толщин и проницаемостей слоев. При больших значениях параметра па, определяющего соотношение градиентов капиллярного и приложенного давлений, наблюдается стабилизированное движение границы раздела газ - вода. При малых значениях па возникает тенденция к ускоренному продвижению воды по высокопроницаемому слою, что соответственно понижает коэффициент охвата пластов заводнением (рис. 8.4). Тенденция к селективному обводнению пластов проявляется тем значительней, чем меньшую относительную толщину имеет высокопроницаемый слой и чем больше различаются пропластки по проницаемости. Результаты исследований механизма вытеснения газа водой и движения раздела газ — вода в неоднородных пластах дают основания полагать, что в каждом конкретном случае при высокой степени изученности геологического строения объекта эксплуатации существует принципиальная возможность выбора оптимального режима заводнения, обеспечивающего максимальную газоотдачу. Для повышения газоотдачи пластов, подвергающихся заводнению, можно использовать упругую энергию остаточного газа. Защемленный газ сохраняет долю энергии, которая тем значительнее, чем выше остаточная газонасыщенность. Реализовать ее можно снижением пластового давления, что можно осуществить, например, по следующим вариантам. 1. Заводнение ведется по программе, предусматривающей непрерывное снижение пластового давления в газоконденсатной зоне. При этом можно рассчитывать на два эффекта. Во-первых, за счет снижения давления будут снижаться масса газа, защемляющегося на фронте вытеснения. Во-вторых, благодаря расширению остаточного газа в обводненной зоне последний может приобретать подвижность и перетекать через фронт воды. Оба эти фактора, очевидно, способствуют повышению конечной газоотдачи. 2. Программой заводнения предусматривается полное поддержание давления на первом этапе разработки, который заканчивается при сохранении в пре делах газоконденсатной зоны «сухого поля». В дальнейшем залежь доразрабатывают на истощение. Эффективность этих приемов исследована методом физического моделирования. В результате исследований было установлено существование некоторого абсолютного предела газонасыщенности пористых сред различного гранулометрического состава, при достижении которого подвижность защемленного газа резко возрастает. Отбор защемленного в пластах газа при снижении в них давления происходит тем быстрее, чем выше газонасыщенность пласта после его обводнения. При экспериментальном исследовании газоотдачи заводняемых пластов в условиях непрерывного снижения давления давление на линии нагнетания изменялось по закону рк= 1/(1 + cor), где с — параметр законтурной области, г — о доля порового объема пласта, подвергшаяся обводнению. В первой серии опытов вытеснение газа водой проводили с поддержанием постоянного перепада давления между линиями нагнетания и отбора, во второй серии на линии отбора задавали постоянный темп снижения давления. При этом установлено, что максимальное значение водонасыщенность имеет вблизи фронта вытеснения, а по мере удаления в сторону линии нагнетания она снижается. Эта форма 5(х) во всем исследованном диапазоне Др/ро и ю оказалась устойчивой, а максимальная водонасыщенность при этом оставалась постоянной (рис. 8.5). Для оценки состояния остаточного газа в зафронтовой зоне пла 0, Рис. 8.4. Зависимость коэффициента охвата пластов заводнением р от относительной толщины проницаемого пропластка. тот: 1 - 9,21;

2 - 30,15;

3 - 39, 0, 1, xm/l Рис. 8.5. Зависимость водонасыщенности 5 от расстояния: 1-4 — распределение насыщенности во времени ста расчитывались динамики заводнения в предположении, что в этой зоне в каждый момент времени grad p = const. Расчеты показывают, что после обводнения некоторого участка пласта (при снижающемся давлении на линии нагнетания) давление в этом участке может либо расти, либо снижаться в зависимости от темпа снижения давления и его перепада. В первом случае газ за фронтом оказывается полностью защемленным, во втором — обладает подвижностью. В последнем случае можно рассчитывать на дополнительный прирост газоотдачи за счет фильтрации газа через фронт. Согласно экспериментальным данным конечная газоотдача в широком диапазоне условий достигает значений, характерных для газового режима при одинаковых давлениях забрасывания. Эффект заводнения выражается в том, что та же масса газа отбирается из пласта при более высоком среднем пластовом давлении. Большой интерес представляет повышение водонасыщенности на фронте. Несмотря на высокую водонасыщенность, этот участок оказывается способным пропускать газ, притекающий из глубины обводненной зоны. По-видимому, дисперсия газовой фазы на фронте не завершается полной потерей ее связности по той причине, что газонасыщенные каналы пористой среды «подпитываются» за счет расширения газа при p(t) < р ф и притока его из обводненной зоны, где Рф — давление в момент прохождения фронта воды через фиксированное сечение. Второй вариант повышения газоотдачи при заводнении (способ «сухого поля») был исследован для условий линейного и радиального вытеснения. Исследование линейного растекания воды после прекращения нагнетания позволило установить, что и в этом случае на фронте вытеснения происходит повышение водонасыщенности, которая затем постепенно снижается. В двухмерной модели пласта создавали одно или несколько очагов обводнения, после чего переходили к отбору газа из модели, снижая давление равномерно во времени. Этими экспериментами было установлено, что очаги обводнения слабо влияют на связность газовой фазы вплоть до того момента, пока сохраняются замкнутые газовые каналы. Растекание воды замедляется по мере падения давления и практически заканчивается при определенной средней водонасыщенности в обводненной зоне 5. В результате исследований на двухмерной слоистой модели было установлено, что движение воды определяется в основном геометрией пласта и слабо зависит от схемы дренирования. При отборе газа из малопроницаемого слоя вода заполняла преимущественно высокопроницаемую зону, т.е. двигалась в противоположном направлении от «добывающих скважин». Результаты исследований позволили прийти к выводу о том, что организация сплошного фронта вытеснения при реализации способа «сухого поля» необязательна. Обязательно сохранение связности газонасыщенных зон пласта в пределах дренируемых полей вплоть до полного истощения залежи. Из физических закономерностей фильтрации газожидкостных систем при снижающемся давлении следует ожидать, что на этот процесс существенное влияние оказывает гравитационная сегрегация фаз. С целью оценки ее влияния были поставлены эксперименты по вытеснению газа водой и воды газом на одномерных однородных моделях пласта. Вытеснение газа водой исследовали при условии рк = 1/(1 + cor) и постоянном темпе снижения давления па на линии отбора. Модель пласта располагали строго вертикально и воду подавали снизу. Влияние гравитации на процесс проявлялось двояким образом. Гидростатический перепад давления Ду/г, непрерывно возрастающий по мере подъема контакта газ — вода, тормозит обводнение пласта. Сегрегация фаз в обводненной зоне существенно изменяет механизм фильтрации. Всплывание газа в диапазоне малых с и па принимает форму отдельных выбросов, приуроченных к о моменту Ayh = Дрю когда происходит преодоление порового капиллярного давления. Более интенсивный, чем в горизонтальном пласте, вынос газа из обводненной зоны сказывается на фильтрационных сопротивлениях. По этой причине скорость продвижения фронта воды при яа = const не стабилизируется, как в горизонтальном пласте, а непрерывно возрастает, но по абсолютной величине остается ниже, чем в горизонтальном пласте. В гидрофильных неоднородных пластах проявляется еще одна особенность вытеснения газа водой — так называемые капиллярные концевые эффекты. Это явление заключается в том, что при совместной фильтрации газа и воды из малопроницаемой зоны в высокопроницаемую вода не проходит через разделяющую эти зоны границу, пока водонасыщенность не достигнет некоторого довольно высокого значения, соответствующего снижению капиллярного давления. Толщина зоны концевого эффекта при заданном перепаде давления обратно пропорциональна проницаемости малопроницаемого слоя и в случае достаточно низких проницаемостей может быть весьма значительной (десятки метров). Это явление частично и приводит к тому, что малопроницаемые прослои служат перегородкой, проводящей газ и не проводящей воду. Таким образом, в результате лабораторных исследований удалось выяснить некоторые характерные особенности механизма вытеснения газа водой, позволяющие рассматривать практическую возможность регулирования процесса заводнения газоконденсатных залежей. Однако прямой перенос результатов лабораторных исследований на реальные объекты невозможен;

они позволяют понять в большинстве случаев качественную сторону процессов вытеснения и дать предельные оценки остаточной газонасыщенности. Механизм вытеснения газа водой в пластовых условиях был исследован по данным повторного каротажа. Известно, что по данным повторного нейтронного каротажа в благоприятных условиях можно оценивать изменения газонасыщенности пластов с погрешностью не более 5 %. Это делает каротаж эффективным при изучении процессов вытеснения в реальных пластовых условиях. Проведенные исследования подтвердили основные представления, полученные лабораторным путем, и позволили также выявить ряд особенностей, не фиксируемых по лабораторным данным. Были использованы результаты многолетних наблюдений по данным повторного нейтронного каротажа за процессами вытеснения газа водой при эксплуатации месторождений Газли, Ленинградского и других, а также трех ПХГ. При этом в ряде случаев проводились специальные высокоточные измерения, позволяющие оценивать газонасыщенность пластов с погрешностью не более 3 %, а также были выполнены многократные контрольные измерения (каротаж), которые сопоставлялись с результатами промысловых исследований. В целом наиболее детально исследованы продуктивные пласты с пористостью 15 % и выше, проницаемостью от сотых долей микрометров квадратных и начальной газонасыщенностью пластов от 90 до 30 %. На объектах подземного хранения газа были проведены исследования одних и тех же пластов (в разные циклы эксплуатации ПХГ) с различной начальной газонасыщенностью (от 50 до 72 %) к моменту начала вытеснения газа водой. Высокая частота и точность исследований обеспечили возможность контроля за процессами вытеснения в отдельных прослоях и в залежи в целом. Результаты исследований контролировали по балансу внедрившейся в залежь воды, используя сопоставление данных каротажа и результатов гидродинамических исследований. На ряде объектов исследования проводились с начала ввода их в эксплуатацию, что позволило изучить процессы вытеснения газа водой при различных градиентах давления между водонасыщеннои и газонасыщенной частями залежи, а также при существенно различных темпах отбора газа. Скорости продвижения контурных вод изменялись практически от 0 до 500 м/год и более на газовых месторождениях, а на ПХГ — от 0 до 400 м/мес. В результате сопоставления данных повторного нейтронного каротажа, гидродинамических исследований и промысловых наблюдений установлено, что процесс вытеснения газа водой зависит от градиента давления, при котором вода внедряется в газонасыщенную часть пласта, начальной газонасыщенности пласта, свойств вмещающих отложений, а также степени гидрофобизации поверхности пор газонасыщенных отложений. На рис. 8.6 показаны обобщенные кривые вытеснения газа водой из одиночных пластов, характеризующихся частичной гидрофобизацией поверхности пор. Процесс вытеснения газа водой можно описать следующим образом. При малых градиентах давления (порядка 10~4 МПа/м) на первом этапе идет постепенное, длительное замещение газа водой и газонасыщенность пласта уменьшается от начального стнач до некоторого критического сткр значения. Из пластов на этой стадии вытеснения добывается безводный газ. Величина а к р в пластах газовых месторождений в условиях, когда гидрофобизировано не более 50 % поверхности пор, составляет примерно 0,8 от величины а нач С ростом гидрофобизации поверхности различие между с н а ч и а к р уменьшается, и наоборот. Длительность первого этапа вытеснения зависит от фильтрационноемкостных свойств пластов, и в первую очередь от их относительной газонасыщенности а/сгкр. При эксплуатации газовых месторождений с проницаемостью k > 1 мкм2 и пористостью т * 30 %, толщиной h > 2 м, а н а ч > 80 %, сткр > 55 %, залегающих непосредственно над текущим газоводяным контактом (ГВК), длительность этапа медленного роста водонасыщенности составляет примерно 0,5 года;

в пластах с более низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) длительность этого этапа растет до года и более. В пластах ПХГ длительность этого этапа весьма коротка (примерно 1 мес), так как газонасыщенность пластов к моменту вытеснения в большинстве случаев несущественно превосходит сткр. На втором этапе вытеснения газа водой газонасыщенность пласта очень быстро понижается от сткр до остаточной газонасыщенности а о с т — значения газонасыщенности, которое не может быть понижено в результате вытеснения газа водой. Значения а о с т изменяются от 10 до 20 %, и они тем выше, чем выше ФЕС пластов.

Рис. 8.6. Кривые вытеснения газа водой из одиночных пластов: 1,2соответственно равномерное и прорывное вытеснение для пород с k > 10~8 м2;

3 - прорывное вытеснение для породе А - 0,3-10" " м Скачкообразный характер процесса вытеснения газа водой при малых градиентах давления обусловливает скачкообразный подъем ГВК, амплитуда скачков при этом определяется размерами зоны капиллярной пропитки. При больших градиентах давления (примерно более 0,001 МПа/м) длительность первого этапа вытеснения меньше, чем при малых, а газонасыщенность пластов к концу этапа понижается на меньшую величину и превосходит cfKp- Длительность этого этапа и снижение газонасыщенности тем меньше, чем выше градиенты давления. При прочих равных условиях вытеснения длительность этого этапа тем меньше, чем выше ФЕС пластов. В пластах ПХГ, особенно при первых циклах эксплуатации, когда газонасыщенность пластов незначительно превышает о кр, первый этап вытеснения практически не фиксируется. На втором этапе газонасыщенность пласта скачком снижается до прорывной газонасыщенности, при которой фиксируется поступление газа и воды из пластов. На практике прорывное вытеснение имеет место лишь в пластах с высокими ФЕС;

в пластах с проницаемостью менее 0,1 мкм2 прорывное вытеснение авторы не зафиксировали ни на одном объекте. В таких пластах вследствие существенной неоднородности продуктивных отложений газ защемляется, а краевая вода обходит их по более проницаемым прослоям. Подошвенные воды обеспечивают более полное вытеснение газа водой, которое соответствует условиям фильтрации при малых градиентах давления. В пластах, где фиксируется прорывное вытеснение, о п р о р в большинстве случаев равно 30—40 %, т.е. примерно в 2 раза выше, чем аост. Чем выше гидрофобность пород, тем выше а прор (может превышать 60 %), т.е. в этих породах вытеснение газа водой происходит почти так же, как в трещиноватых породах. На третьем этапе идет длительное, постепенное замещение газа водой с уменьшением газонасыщенности до остаточной. Длительность этого этапа зависит от ФЕС вмещающих пород и темпа отбора газа. При отсутствии перетока воды из обводненного пласта во вмещающие отложения, например в глины, в пластах сохраняется газонасыщенность, равная а прор, в течение всего периода эксплуатации месторождения. Так, обводнение высокопроницаемых пластов горизонта IX с о н а ч > 80 %, которые залегают выше зоны ГВК в восточной части месторождения Газли, характеризующейся наибольшими по горизонту скоростями вторжения вод (до 250 м/год), сопровождалось вначале небольшим уменьшением газонасыщенности, а потом быстрым ее снижением до 30-40 %. Затем в большинстве случаев постепенно происходило дальнейшее понижение газонасыщенности до 15-20 %. В отдельных случаях газонасыщенность пластов, равная 30—40 %, в течение всего 4-летнего периода наблюдений не изменялась. В пластах с а н а ч = 60-70 % при скорости внедрения контурных вод до 250 м/год газонасыщенность сначала понижалась до 40 %, а затем — до 1520 %. В случае внедрения краевых вод подъем ГВК, начиная с какого-то времени, происходил монотонно. Наличие первого этапа — небольшое постепенное уменьшение газонасыщенности пластов при малых и больших градиентах давления — обусловливает скачкообразный характер внедрения воды в газовые месторождения и задержку начала движения воды в начальной стадии эксплуатации месторождений, если газонасыщенность пластов выше акр. Последнее имеет место везде, кроме тектонически нарушенных залежей. Так, например, внедрение воды даже в переходную зону в пластах с наивысшими ФЕС в разрезе IX и X горизонтов месторождения Газли началось лишь в конце 1964 г., когда пластовое давление упало в IX горизонте более чем на 0,2 МПа по отношению к начальному, а по X горизонту, где ФЕС пластов несколько хуже, соответственно при падении давле ния более чем на 0,3 МПа. Переходная зона толщиной до 3 м обводнилась к концу 1965 г. К этому времени пластовые давления снизились в IX и X горизонтах соответственно на 0,4 и 0,7 МПа. Активное внедрение вод было зафиксировано в этих горизонтах при падении давления соответственно на 0,5 и 1 МПа. Изменение пластового давления в пьезометрических скважинах месторождения Газли также фиксирует неравномерное внедрение вод в продуктивные горизонты (рис. 8.7, 8.8). Кривые p/z от суммарного отбора газа в дифференциальном виде по месторождениям с активным проявлением упруговодонапорного режима (месторождения Краснодарского края, Средней Азии и др.) указывают на некоторую скачкообразность внедрения вод в газовые залежи. Аналогичные явления наблюдались и в лабораторных экспериментах, когда вытеснение газа водой задерживалось на некоторое время в начальный период нагнетания и когда задерживалось вторжение воды в малопроницаемые р, МПа (4, 5, 6) р, МПа (1, 2, 3) р,МПа 'ил' 8,05 -' А\ /\ V - 7, • \ Д\ iV \ |\ 7, Л i v< Л /\ •V / • • /> • • Л 1 iv \ : /Л \ 1/ 1/ У \ 7,75 •л •V • \ Ч iЦ \ \ \ л \ \ \ \ - 6, Ч - 6, \ \\ \ 5L 2 Год разработки 7, Год 2 разработки \ \ |\ \ \ 6, Рис. 8.7. Изменение во времени суммарного отбора газа (1,2), пластового давления (3, 4) и среднего давления на линии расположения законтурных пьезометрических скважин (5, 6): 1, 4, 6 — горизонт X, 2, 3, 5 — горизонт IX месторождения Газли Рис. 8.8. Изменение давления в пьезометрических законтурных скважинах во времени на уровне ГВК: 1,4, 6 — горизонт X, 2,3,5 ~ горизонт IX месторождения Газли зоны в слоистых пластах. Однако в лабораторных экспериментах это было связано с наличием границы раздела сред разной проницаемости. По-видимому, такое различие связано с тем, что лабораторное моделирование процесса вытеснения газа водой проводилось на гидрофильных породах, а в пластовых условиях породы газовых и особенно газоконденсатных месторождений частично гидрофобизированы. Различным состоянием поверхности пор, а также особенностями фильтрации при малых градиентах давления, которые не реализовывались при исследовании образцов горных пород, можно объяснить выявленные закономерности скачкообразного вытеснения газа водой. Приведенные результаты наблюдений за вытеснением газа водой касались главным образом однородных пластов. Между тем, как правило, продуктивные разрезы неоднородны. Наиболее отчетливо проявляющимся типом неоднородности осадочных отложений является их слоистость. Если проницаемые пропластки разобщены непроницаемыми перемычками, то в них проявляются те же закономерности вытеснения, что и в однородных, одиночных пластах. Однако нередко пласты с разной проницаемостью, пористостью и другими свойствами гидродинамически связаны по толщине и должны рассматриваться как единая неоднородная толща. В таком случае возникает ряд особенностей при вытеснении газа водой, связанных с возможностью перетоков флюидов в пределах слоистой залежи между пластами, различающимися по ФЕС, в условиях, как правило, неравномерного перемещения фронта вытеснения. Перетоки в пластах вызываются пропиткой, концевыми эффектами и сегрегацией флюидов. Неравномерность перемещения фронта вытеснения и интенсивность перетоков определяются степенью различия ФЕС пластов, их толщиной и взаиморасположением, а также динамикой процессов вытеснения, зависящей от режима работы добывающих скважин. Эти особенности и делают возможной предлагаемую систему регулируемого заводнения. По данным каротажа и промысловых измерений имеется возможность исследовать процессы вытеснения газа водой, контролируя изменения газонасыщенности пластов и пластового давления в различных частях неоднородного эксплуатационного объекта. Данные каротажа позволяют оценить распределение газа в обводненных зонах и полноту вытеснения газа водой в зависимости от строения эксплуатационного горизонта и режима отбора газа. Анализ данных каротажа и результатов промысловых исследований был проведен по перечисленным ранее газовым месторождениям. При этом установлено следующее: при прорыве контурных вод по напластованию пластов из обводненных зон после прохода фронта внедрившейся воды извлекается 30 % начальных запасов газа, ранее содержавшихся в этих зонах. При дальнейшем отборе газа из залежи из ранее обводненных зон газ частично поступает в зону отбора, что приводит к росту коэффициента газоотдачи из них, как это отмечалось и в лабораторных экспериментах. В исследованных объектах средние коэффициенты газоотдачи из обводненных зон после длительного отбора газа из залежи достигали в среднем примерно 50 %, при этом предельные коэффициенты газоотдачи (при обводнении всех пластов до о ост ) должны были быть не менее 70 %. Наиболее полное вытеснение газа водой до а ост происходит при внедрении подошвенных вод, а в случае внедрения краевых вод коэффициенты газоотдачи существенно растут, если в зонах обводнения продолжается форсированный отбор газа из вышележащих необводненных пластов. В последнем случае фиксируется обводнение практически до а о с т всех пластов, залегающих под прослоями с пониженными ФЕС, выше которых продолжается отбор газа. Основной вывод состоит в том, что газ полнее извлекается из отложений, залегающих под прослоями с пониженными ФЕС. Эти прослои превращаются в полупроницаемые мембраны, которые пропускают вверх газ и не пропускают воду. Последнее, по-видимому, связано как с описанными ранее концевыми эффектами, так и с особенностями фильтрации воды через глинистые прослои — явлением начального градиента фильтрации. Обычно начальный градиент фильтрации для воды, а следовательно, и перепад давления, необходимый для прорыва воды через глинистую перемычку, по крайней мере на порядок превышает соответствующие величины для фильтрации газа. Результаты наблюдений за вытеснением газа водой из ПХГ также свидетельствуют о влиянии прослоев с пониженной проницаемостью на вытеснение газа водой. Большие перепады давления, а также гравитационные силы обеспечивают вытеснение газа из обводненных пластов, залегающих под низкопроницаемыми пластами, до уровня о о с т. Если свойства прослоев с пониженной проницаемостью изменяются, то фронт вытеснения газа водой становится негоризонтальным. Для достижения равных значений коэффициентов конечной газоотдачи допустимый темп отбора может быть выше из резервуаров, отличающихся слоистым строением, чем из резервуаров, сложенных однородными коллекторами с равной толщиной газонасыщения. Наблюдения методами каротажа за обводненными пластами газовых месторождений и ПХГ показывают, что при падении пластового давления в обводненной зоне залежи газонасыщенность даже при а о с т = 0,5 практически не растет вследствие образования газовых «каналов», по которым газ перетекает из обводненных пластов в зону повышенной газонасыщенности, из которой ведется отбор. Этот вывод в основном согласуется с результатами описанных лабораторных экспериментов. Одна из возможностей повышения эффективности вытеснения газа водой — исследование неравновесных эффектов. Влияние неравновесных эффектов было изучено экспериментально. Экспериментальная установка включала фильтрационную колонку, бомбу PVT, гидравлический пресс, термостат, образцовые манометры и мерные емкости. В первом опыте моделировали неоднородный пласт, для чего фильтрационную колонку заполняли смесью кварцевого песка и бентонитовой глины (30 %), проницаемость при этом составила 0,04 мкм 2. Колонку насыщали и термостатировали при 33 °С. В бомбе PVT была приготовлена карбонизированная вода с газосодержанием 18 м 3 /м 3, давление насыщения, определенное при 33 °С, составило 4,8 МПа. Систему выдерживали в течение 5 сут до полного набухания глин и продолжали фильтрацию карбонизированной воды при постоянном перепаде давления (р в х = 1 3 МПа, р в ы х = 1 0 МПа). Изменение расхода во времени показывает, что в исследуемом процессе происходит затухание фильтрации карбонизированной воды. Подобные эффекты происходят при фильтрации вязкоупругих систем типа растворов полимеров, высоковязких нефтей, газожидкостных систем в области давления насыщения в условиях, когда размеры частиц гетерогенной жидкости соизмеримы с размерами каналов пористой среды. В исследуемом случае этими частицами являются микрозародыши газа, существование которых возможно при растворении СОг в технической или водопроводной воде. Микрозародыши имеют размеры от 110 6 до 110~3 см, что сопоставимо с размерами каналов исследуемой пористой среды (2,4-10~4-1,8-1(Г3 см). Механизм подобных процессов для рассматриваемого случая можно изло жить следующим образом. Микрозародыши газа под действием деформации, которой они подвергаются при движении в поровом пространстве, постепенно запирают поры в узких местах. Таким образом, уменьшение фильтрационного расхода во времени связано с неравновесным процессом «поиска» мельчайшими частицами газа узких мест, где они запирают каналы порового пространства. Запирание происходит в течение некоторого характерного времени. Если фильтрационный поток прекращается, то микрозародыши начинают релаксировать, и по прошествии их времени релаксации жидкость возвращается к исходному равновесному состоянию. Для подтверждения этого была проведена периодическая фильтрация карбонизированной воды с различными по длительности перерывами. Выявлено, что после остановки система возвращается к исходной и расход вновь возрастает. Очевидна зависимость приращения расхода от продолжительности остановки — при длительных остановках (11 — 12 ч) приращения большие, при коротких (1—3 ч) незначительные. Это связано с существованием времени релаксации микрозародышей газа в жидкости. Согласно принятой схеме зависимость процесса восстановления расхода экспоненциальная, поэтому за несколько часов остановки полного восстановления расхода не происходит, и конечное состояние системы следует считать квазиравновесной. Далее были проведены аналогичные эксперименты в однородной пористой среде, в качестве которой использовали кварцевый песок. Проницаемость модели составила 112 мкм". Фильтрация карбонизированной воды (р„ас = 3,7 МПа) осуществлялась с постоянным перепадом давления (р вх = 9,5 МПа, рВЪ1Х = = 4,8 МПа). При этих условиях можно заметить незначительное уменьшение расхода. Затем в предположении, что размеры микрозародышей в этом случае были в основном меньше размеров пор, была проведена фильтрация этой системы вблизи давления насыщения (рвх = 6 МПа;

р в ы х = 4 МПа), где количество и размеры микрозародышей заметно увеличиваются. Здесь уже наблюдается явное уменьшение расхода и восстановление его после остановки. Для оценки влияния газа, содержащегося в жидкости, на фильтрационный расход был проведен опыт по фильтрации отвакуумированной водопроводной воды, условия которого аналогичны предыдущим. Результаты опыта показали, что в этом случае уменьшения расхода не происходит, даже наоборот, среднее значение расхода в трех циклах несколько увеличивается. Опыт на водопроводной воде показал, что затухание расхода карбонизированной воды в пористой среде при постоянном перепаде давления связано с наличием в жидкости микрозародышей углекислого газа. Таким образом, при фильтрации карбонизированной воды в пласте может иметь место неравновесный процесс уменьшения приемистости скважин. С целью повышения приемистости рекомендуется проводить закачку карбонизированной воды циклически с периодическими остановками, достаточными для возвращения жидкости в исходное или квазиравновесное состояние.

8.3. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВНУТРИКОНТУРНЫМ ЗАВОДНЕНИЕМ Предлагаемый для опытно-промышленного опробования способ внутриконтурного заводнения газовых и газоконденсатных месторождений предусматривает следующее. В разрезе залежи выделяется прослой-разделитель — пачка // с пониженными ФЕС относительно вмещающих отложений (рис. 8.9) и проводится закачка воды в нижнюю часть залежи — пачку III, под этот прослой. Газ отбирается из верхней части залежи — пачки /. Закачка воды в пачку III проводится одновременно с отбором газа из пачки /, при этом режимы нагнетания воды и отбора газа должны быть таковы, чтобы исключались прорывы воды в пачку II, т.е. пласты пачки II должны выдерживать градиент давления между обводняемой и газонасыщенной частями залежи по всей площади ее распространения и работать как полупроницаемая газонасыщенная мембрана, которая пропускает лишь газ. Вытеснение газа из заводняемой части залежи (пачка III) до остаточной газонасыщенности (< 20 %) обеспечивается при соблюдении следующих условий. Внутриконтурная закачка воды под прослои с пониженными ФЕС проводится в режиме, исключающем прорывы воды в пачку /. Отбор газа из пачки / обеспечивает незначительное понижение пластового давления в пачке III относительно давления начала закачки воды. При этом весь газ будет поступать лишь в газонасыщенную часть пачки /, если в ней будет поддерживаться пластовое давление не выше минимального давления в законтурной части в процессе всего периода эксплуатации месторождения. Если закачка воды проводится с начала разработки месторождения, что наиболее целесообразно, то пластовое давление в пачках / и III не должно превышать начального во избежание потерь газа за счет его поступления в законтурную часть залежи. Закачка воды в пачку /// прекращается после обводнения пачки II, что фиксируется по данным повторного нейтронного каротажа. Обводнение пачки // обусловит капиллярное поступление воды в пачку /, что вызовет уменьшение газонасыщенности до уровня критической в прилегающих к пачке II отложениях пачки /. Дальнейшая эксплуатация месторождения должна продолжаться на режиме истощения (отбор газа из пачки Г), если же пачку / можно разделить на три Рис. 8.9. Схема эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений с внутриконтурным заводнением пачки выделением в ней прослоев-разделителей, то закачку воды можно перенести в нижнюю часть пачки / и т.д. Закачку воды в залежи можно проводить и не с начала эксплуатации месторождения, а при проявлении водонапорного режима. В последнем случае обязательное условие — отсутствие прорывов законтурной воды в пачку // до начала закачки воды в пачку III (см. рис. 8.9). Закачка воды при проявлении водонапорного режима позволяет остановить продвижение контурных вод по пачке /, если темпы закачки воды и отбора газа будут таковы, что обеспечит рост пластового давления в пачке /. В общем случае закачка воды в пачку III: активизирует продвижение контурных вод в пачку III, так как в обводненные пласты вода поступает при меньших градиентах давления, чем в газонасыщенные;

это обусловливает целесообразность поддержания давления в пачке III ниже начального, позволяя уменьшить объем закачиваемой воды;

затормаживает продвижение воды в пачку / за счет уменьшения градиентов давления между законтурной и газонасыщенной частями залежи. Дальнейшее внедрение воды в пачку / будет обеспечивать большую полноту вытеснения газа водой в тех частях пачки, в которых газонасыщенность понизилась по отношению к начальной в результате капиллярной пропитки (поступление воды из пачки II). В этих же частях уменьшиться количество конденсата, остающегося в пласте при падении давления, так как некоторое увеличение водонасыщенности ведет к повышению подвижности конденсата. В случае малого перетока воды в пачку / к концу обводнения пачек II и III в ней целесообразно повышение водонасыщенности всех наиболее высокопроницаемых пластов локальным заводнением пачки / в объеме, необходимом для снижения газонасыщенности слагающих ее пластов до критической. Возможность равномерного растекания воды доказана экспериментально. Закачка воды по изложенному способу позволяет в запланированном режиме извлечь газ и конденсат из заводненного объема, используя пачку / в качестве буфера. Соответственно чем большая часть запасов газа извлекается в результате заводнения, тем на большую долю запасов газа можно долгосрочно планировать режим эксплуатации месторождения и точнее прогнозировать коэффициенты газо- и конденсатоотдачи. Отбор газа из заводняемой части при практически постоянном пластовом давлении в пачке / обеспечивает возможность отбора газа постоянным числом добывающих скважин и не требует столь большого процента резервных, как при отборе газа на режиме истощения и при проявлении естественного водонапорного режима. Учитывая, что в рассматриваемом способе заводнение предусмотрено внутриконтурное и в нижнюю часть залежи, в ряде случаев нет необходимости бурения специальных нагнетательных скважин. В добывающей скважине можно установить пакер против пачки II, что позволит вести закачку воды через НКТ, а отбор газа — по межтрубью (см. рис. 8.9). Такое использование скважин будет наиболее эффективно, если заводнение планируется заранее и пласты-разделители не перфорируются в добывающих скважинах. Заводнению залежи должно предшествовать детальное изучение ее геологического строения, и в первую очередь оценка ФЕС слагающих ее продуктивных отложений. Разделами между пачками залежи служат пласты с низкими ФЕС, прослеживающиеся по всей площади распространения залежи или большой ее части. При этом специально выделяются прослои-разделители, выбрать которые можно практически на любом объекте, учитывая, что закономерности осадконакопления обусловливают слоистость отложений и уменьшение вертикальной (вкрест напластования) проницаемости пластов по отношению к горизонтальной (по напластованию) проницаемости одних и тех же отложений. По результатам изучения ФЕС продуктивных отложений рассчитывают распределение запасов газа и конденсата по выделенным пачкам, оценивают продуктивность скважин в случае избирательного вскрытия каждой пачки. Далее проводят технико-экономические расчеты с целью определения вариантов оптимального объема суточной добычи газа и конденсата в зависимости от себестоимости добываемой продукции, а также длительности поддержания заданного темпа отбора и динамики его изменения в процессе эксплуатации месторождения. Полученные при этом данные служат исходными требованиями, на основе которых проводят гидродинамические расчеты с целью установления реализуемых темпов отбора в пределах оптимальных вариантов и динамики изменения темпа отбора при заданной граничной себестоимости добываемой продукции. При этом одновременно определяют следующие параметры для оптимального варианта эксплуатации: число добывающих скважин и средний дебит газа на скважину на каждый период эксплуатации, динамику изменения пластового давления и объем воды, поступающей в залежь. Элементы изложенной схемы эксплуатации газовых месторождений были опробованы на месторождении Джаркак. К началу экспериментальных работ коэффициент извлечения составлял 0,5, пластовое давление снизилось от 9,2 до 4,3 МПа. Режим разработки упруговодонапорный. Продуктивные отложения (XII горизонт) представлены песчаниками и алевролитами с глинистым и известковистым цементом, пористость пластов изменяется в основном от 15 до 26 %. Обводнение пластов происходит избирательно по площади, а также по толщине. Экспериментальные работы по заводнению были начаты в частично обводненных пяти сводовых скважинах, где была вскрыта лишь нижняя часть продуктивной толщи, залегающая ниже выделенного прослоя-разделителя. Исследование скважин на приемистость по воде показало, что прискважинная зона пластов существенно заглинизирована. Проведение работы по переосвоению скважин позволили значительно повысить приемистость пластов: при вскрытой толщине около 20 м средняя приемистость на 0,1 МПа репрессии составила примерно 10 м3/сут. С учетом низкого текущего пластового давления была предпринята попытка начать перепуск воды из водоносных горизонтов при репрессии на пласт ~ 3 МПа. Однако приемистость пластов быстро снизилась с нескольких сотен кубических метров в сутки на скважину до величин, не превышающих 100 мусут. Падение приемистости было обусловлено заиливанием прискважинной зоны мелким песком горизонта IX, из которого осуществлялся перепуск воды. Начальная низкая приемистость была обусловлена влиянием скин-эффекта. Без предварительной очистки прискважинной зоны пластов кислотными обработками и другими методами начальная приемистость скважин по воде была близка к нулю, хотя эти скважины более 10 лет использовались ранее как добывающие. Последнее, по-видимому, будет характерно и для скважин других газовых месторождений. Измерения объема перетекающей воды осуществляли дебитомером, ее поступление в пласты контролировали по данным НГК. С целью проверки возможности заводнения при больших репрессиях были проведены кратковременные исследования агрегатами, которые показали, что при давлении на головке 3-4 МПа приемистость восстанавливается и достигает 700-1200 м3/сут в зависимости от свойств пластов и их вскрытой толщины. При этом прорывы воды через прослои-разделители отсутствовали. Для более длительных исследований были временно установлены буровые насосы с дизельным приводом. Проведенные в течение нескольких недель исследования подтвердили возможность закачки воды при давлении на головке 3-4 МПа без прорывов воды в верхнюю часть залежи. Затем скважины были вновь переведены на перепуск воды, так как временная насосная станция была непригодна для длительных работ. В общей сложности в нижнюю часть XII горизонта было закачано несколько сотен тысяч кубических метров воды. Проведенные эксперименты показали, что предлагаемый способ заводнения технически может быть реализован при наличии стационарной насосной станции. Для месторождения Джаркак построена первая очередь насосной станции на закачку примерно 4000 м3/сут воды. Возможность повышения конденсатоотдачи при поддержании давления в залежи в период закачки воды в пачку III (см. рис. 8.9) очевидна. Возможность же повышения конденсатоотдачи при отборе газа из пачки / в режиме истощения, когда пачки // и III обводнены, а в пачке / произошло понижение газонасыщенности до уровня критической, связана с тем, что вся жидкая фаза, включая конденсат, создающая насыщенность сверх 1 — сткр, является подвижной. Для проверки этого положения было проведено избирательное кратковременное заводнение эксплуатационного горизонта XII в трех скважинах месторождения Газли. Начальное содержание конденсата в горизонте XII было на уровне 20 см3/м3, к моменту исследований пластовое давление снизилось примерно в 2 раза, соответственно выход конденсата уменьшился, а в пласте имело место незначительное выпадение конденсата. Заводнение скважин было проведено в режиме капиллярной пропитки с последующей продавкой воды в пласт. Контроль за динамикой заводнения был осуществлен по данным ядерной геофизики. Затем скважины были вновь освоены и исследованы на конденсатность. При этом установлено, что во всех случаях (на некоторых скважинах такие циклы исследований проводились несколько раз) имело место увеличение выхода конденсата. Длительность периода повышенного выхода первысила 2 мес. В этот период фиксировалось постепенное понижение выхода конденсата до начального значения. Исследования состава конденсата, добываемого до и после частичного обводнения прискважинной части пластов, показали, что в период повышенного выхода конденсата его состав отличался от начального повышенным содержанием тяжелых углеводородов. Проведенные на месторождении Газли исследования, а также анализ данных по повышению выхода конденсата перед обводнением скважин на месторождениях Краснодарского края показывают, что из верхней части залежи при реализации изложенной схемы произойдет повышенное по отношению к режиму истощения извлечение конденсата.

8.4. ПОВЫШЕНИЕ КОНДЕНСАТООТДАЧИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ОБРАТНАЯ ЗАКАЧКА ГАЗА В ЗОНУ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ Известно несколько вариантов разработки нефтегазоконденсатных месторождений, из которых наиболее правильным с точки зрения разработки и охраны недр является метод с процессом рециркуляции газа в газоконденсатной части залежи. После извлечения основных запасов нефти и конденсата рециркуляция газа прекращается, и залежь разрабатывается как газовая. Основной недостаток этого варианта — длительная консервация промышленных запасов газа и дополнительные капитальные вложения, связанные с организацией обратной закачки. В целях рациональной разработки нефтяной оторочки в зону ее распространения осуществляется закачка предварительно осушенного газа. При этом может быть достигнута цель не только поддержания пластового давления на уровне точки росы, но и дополнительного извлечения легких углеводородов из нефти за счет их ретроградного растворения в газе высокого давления. Экспериментальное моделирование подобного процесса проводилось на нефтегазоконденсатной системе с параметрами, близкими к пластовым, для горизонтов I и II месторождения Восточный Котуртепе. В этих горизонтах отношение запасов конденсатного газа и нефти составляет примерно 1000:1 (по объему), начальное пластовое давление - 30 МПа, температура - 70 СС. Методика экспериментов заключалась в следующем. В бомбе высокого давления УГК-3 составлялась рекомбинированная проба нефти и газа в соотношении 1:1000, т.е. на 1 м 3 нефти загружалось 1000 м3 газа (в эксперименте на 562 см3 нефти — 559 л газа). Затем нефтегазовая смесь доводилась до 70 °С и 30 МПа. После установления термодинамического равновесия систему выдерживали в состоянии покоя в течение длительного времени — имитировался отбор газа из газоконденсатной части пласта. Газ с постоянной скоростью, равной 40 л/ч, выпускался из верхней части бомбы и, проходя сепаратор, где при давлении 5 МПа и температуре 20 °С от него отделялся конденсат, затем поступал в поршневой контейнер или компрессор КН-4, в котором доводился до давления 30 МПа, и через нижний вентиль бомбы закачивался в нефтяную часть пласта. После приведения системы в равновесие было рассчитано количество насыщенного пластового газа: оно оказалось равным 420 л;

в нефти при 30 МПа и 70 °С растворилось 189 л газа. Определив выход конденсата из пластового газа (105 см3/м ), можно рассчитать потенциальное содержание его по всей массе пластового газа: 0,420-105 = 44 см3. Если бы газоконденсатная часть залежи разрабатывалась на истощение, то коэффициент извлечения конденсата по многочисленным экспериментальным данным составил бы около 50 %. Из приведенных данных видно, что осуществление рециркуляции сухого газа через нефтенасыщенные зоны позволяет увеличить извлечение конденсата более чем в 3 раза, но при этом необходимо осуществлять многократную прокачку, поэтому конкретную эффективность предлагаемого метода можно установить лишь на базе детальных техникоэкономических расчетов. Если принять за оптимальный вариант с полным циклом возврата отобранного из газоконденсатной залежи газа, то за весь этап рециркуляции будем иметь 100%-ное извлечение конденсата, при этом пластовое давление остается на уровне начального, и разработка нефтяной части пласта происходит без осложнений. В дальнейшем целесообразно эксплуатировать совместно газоконденсатную и нефтяную зоны на истощение, дополнительно извлеченный при этом конденсат также будет способствовать повышению эффективности процесса.

8.5. ТЕРМОГРАВИТАЦИОННЫЕ ЭФФЕКТЫ В ПРОГНОЗЕ И ВЫБОРЕ МЕТОДА РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ На показатели разработки оказывают влияние природные факторы, определяющие термобарические условия поведения пластовых смесей, и выбор метода разработки газоконденсатных месторождений. К числу этих факторов следует относить приток тепла из недр - геотермический градиент, гравитационное поле Земли, неоднородность фильтрационно-емкостных свойств в микро- и макромасштабах, силы взаимодействия с остаточными флюидами и породой пласта-коллектора - капиллярные силы и др. Учет природных факторов становится принципиальным в вопросах разработки крупных нефтегазоконденсатных месторождений. В СНГ существуют месторождения природных углеводородов, обладающие рядом общих черт: большими размерами залежи по вертикали, высокими пластовыми давлениями, сложным составом пластовой смеси. Вследствие большой протяженности по вертикали компонентный состав в них существенно изменяется по разрезу залежи. К таким месторождениям относятся нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак в Прикаспийской впадине, Кокдумалак в Узбекистане и др. В пластах месторождений указанного типа флюид находится в термодинамическом состоянии, близком к предельно насыщенному. Поэтому снижение давления в газоконденсатной части залежи приводит к выпадению жидкого конденсата и потерям тяжелых фракций пластовой смеси. Когда имеется достаточно хорошая гидродинамическая связь между пластами залежи по вертикали, весьма перспективным способом разработки таких месторождений является вертикальное вытеснение флюида, осуществляемое посредством закачки сухого газа в верхнюю часть залежи и отбора тяжелой пластовой смеси с ее подошвы. Такую схему разработки принято называть вертикальным сайклинг-процессом. В процессе разработки по этому способу пластовая газоконденсатная смесь передвигается в области со все более высокими давлениями и температурами, и, следовательно, ее термодинамическое состояние отдаляется от состояния предельного насыщения. Наконец, специфика изначального распределения углеводородов по глубине залежи определяется тем обстоятельством, что давление начальной конденсации пластовой смеси увеличивается с глубиной залегания. Это позволяет оптимизировать режим вертикального вытеснения: в каждый момент времени на подошве залежи поддерживается давление, равное давлению начала конденсации добываемой в этот момент смеси. Таким образом, давление, поддерживаемое в нижней части залежи, с течением времени может снижаться. Это дает экономию объема закачиваемого газа по сравнению с режимом поддержания постоянного давления на подошве залежи. Преимущества данного способа разработки определяются особенностями естественных, природных распределений давления, температуры и концентрации легких и тяжелых углеводородов по глубине залежи. Реализация названного способа включает создание глобального нисходящего вертикального течения пластовой смеси во всем объеме залежи. Температурное поле такого течения будет определяться множеством факторов, влияющих на температуру флюида:

конвективным и кондуктивным переносом тепла;

дроссельным эффектом;

переходом потенциальной энергии поля силы тяжести в тепловую, т.е. гравитационным эффектом;

притоком тепла из недр Земли (геотермическим градиентом). Рассмотрим детально совместное влияние этих факторов, которые в дальнейшем будем называть термогравитационными эффектами. Уравнение энергии для вертикального нисходящего течения во всем объеме залежи можно представить в квазиодномерной форме:

„ С дТ _ | дТ dp gaT, д / „ ч.

._..

'« 77+ раС" \Т + Е>• Г " ~7Г~ Г 5 ^(Sqr) +Я, (8.1) dt удх дх Ср 1 дх где Ст, Ср — изобарные теплоемкости насыщенной пористой среды и флюида соответственно;

Т — термодинамическая температура;

t - время;

р — плотность флюида;

с — скорость фильтрации;

е — коэффициент дросселирования (Джоо уля - Томсона);

р — давление;

S — площадь горизонтального сечения залежи, зависящая от координаты х\ G — ускорение свободного падения;

а — коэффициент изобарного расширения;

qr — вертикальный тепловой поток;

q — мощность горизонтального притока тепла в расчете на единицу толщины залежи. В скобках в левой части уравнения обозначены слагаемые, отвечающие конвективному переносу тепла, дроссельному и гравитационному эффектам соответственно. Два слагаемых в правой части соответствуют теплопроводности в направлении фильтрации и теплообмену с окружающими породами. Известно, что конвективный перенос тепла является основным механизмом теплопереноса при фильтрации. Рассмотрим влияние остальных эффектов на температурное поле пласта. Дроссельный эффект традиционно учитывается при расчетах процессов неизотермической фильтрации. Обычно газы и газовые смеси охлаждаются в процессе дросселирования. Особенность рассматриваемых здесь месторождений состоит в необычайно высоких пластовых давлениях. Поэтому коэффициент дросселирования пластовой газоконденсатной смеси, находящейся в однофазном состоянии, оказывается положительным (рис. 8.10). Кривая 1 построена для чистого метана. Кривая 2 аппроксимирует с погрешностью менее 10 % результаты расчетов для проб пластовой смеси месторождения Карачаганак. На обеих кривых имеется точка инверсии, где коэффициент дросселирования принимает нулевое значение. При переходе через отвечающее этой точке значение давления нагревание флюида в процессе дросселирования сменяется охлаждением. Отметим, что для чистого метана инверсионное давление составляет 51 МПа. Однако для карачаганакской смеси, содержащей около 70 % метана и 30 % более тяжелых углеводородов и неуглеводородных компонентов, это давление равно 46 МПа. Другие оценки, основанные на аппроксимации инверсионной кривой уравнением Миллера, дают еще более низкое значение - 41 МПа. Таким образом, при высоких пластовых давлениях природные газоконденсатные смеси нагреваются в процессе дросселирования сквозь пористую среду. При разработке месторождений с поддержанием пластового давления эффект такого знака будет проявляться на всем пути фильтрации каждой выделенной массы газа, повышая ее температуру на 1,2 К (если принять s, = 0,2 К/МПа и перепад давления Ар = 6 МПа, тогда АГЕ = е,-Др = 1,2 К). Нагревание флюида в диапазоне давлений от пластового до инверсионного Рис. 8.10. Зависимость коэффициента Джоуля Томсоиа от давления при 350 К: 1 — чистый метан;

2 — газоконденсат месторождения Карачаганак е,-,К/МПа Рис. 8.11. Оценка коэффициента дросселирования по промысловым данным: 1,2 — статическая и динамическая термограммы соответственно означает, что при работе скважины с забойным давлением выше инверсионного температура на забое оказывается выше геотермической. По-видимому, именно этот эффект наблюдается при термометрических исследованиях скважин месторождения Карачаганак на динамических режимах: практически все динамические термограммы смещены в сторону больших температур относительно статических (рис. 8.11). Поскольку на указанном месторождении измерения проводятся внутри колонны насосно-компрессорных труб, перекрывающих все интервалы притока, динамические термограммы получаются неинформативными. Предлагается способ оценки коэффициента дросселирования по данным такого рода. Оказывается, что введение колонны труб в скважину уменьшает температуру в нижнем интервале притока и увеличивает в верхнем. Тогда для интегрального, т.е. в диапазоне давлений от забойного до пластового, коэффициента дросселирования справедлива оценка:

Др Ар То есть значение коэффициента дросселирования лежит в интервале между разностями динамических и статических температур для верхнего (5ГВ) и нижнего (5Г„) интервалов притока, отнесенных к разнице между пластовым и забойным давлениями Ар. Для скв. 146, термограммы которой показаны на рис. 8.11, эта оценка дает е, = 0,08-0,16 К/МПа, что по порядку величины сходится с расчетом инверсий. Далее обратимся к роли гравитационного эффекта. Под гравитационным эффектом будем понимать нагревание флюида при его опускании в поле силы тяжести из-за перехода потенциальной энергии этого поля в тепловую. Этим эффектом обычно пренебрегают из-за его малости, однако для месторождений с большой толщиной залежи он вносит заметный вклад в изменения температуры. Так, для месторождения Карачаганак, как показывают оценки, вклад гравитационного эффекта в температурное поле оказывается равным 6,1 К (толщина залежи h = 1500 м, а = 2,5-10"* К"1, Т = 350 К, Ср = 2100 Дж/(кг -К), тогда ATq=gaTh/Cp=6,l К). Таким образом, в рассматриваемых процессах гравитационный эффект оказывается мощнее дроссельного. Он достигает величин, которые при термометрических исследованиях пластов могут быть зафиксированы как значительные температурные аномалии. Разумеется, отмеченные эффекты характерны в основном для месторождений с большими вертикальными размерами и локализованы в призабойных зонах. На значительных расстояниях от скважин эффекты будут скомпенсированы теплообменом с окружающими породами. Влияние теплопроводности. Известно, что теплопроводностью в направлении фильтрационного потока можно пренебрегать по сравнению с конвективным переносом тепла. Влияние же горизонтального теплообмена с окружающими породами на среднюю по сечению температуру пренебрежимо мало, если горизонтальные размеры залежи значительны. Количественные оценки, проведенные по схеме Ловерье (допущение, что в вертикальном направлении теплопроводность равна среднему значению теплопроводности окружающих пород и намного превосходит теплопроводность в горизонтальном направлении) для месторождения Карачаганак с его температурами 341 К на кровле и 364 К в подошве, показывают, что это действительно так. Поэтому можно рассматривать уравнение теплопроводности для интересующих нас процессов без теплопроводных членов. Решение уравнения энергии проводилось для начального условия, соответствующего линейному геотермическому распределению температуры в пласте. Граничное условие отвечало установлению на кровле залежи (при х = 0) температуры, равной температуре закачиваемого флюида. Теплофизические свойства флюида считались зависящими от начального положения частицы флюида. Давление задавалось функцией координаты и времени. В таких предположениях для этой краевой задачи было построено методом характеристик точное решение. Решение имеет следующую структуру: от кровли к подошве пласта движется тепловой фронт со скоростью в десятки раз меньше гидродинамической скорости вытеснения. Выше фронта распределение температуры стационарно, она близка к сдвинутой и искаженной геотерме. Разность между решением и указанными близкими к нему величинами положительна и определяется дроссельным и гравитационными эффектами. Природные факторы в рассматриваемых процессах, таким образом, приводят к увеличению температуры флюида. Следовательно, они способствуют удержанию газоконденсатной смеси в однофазном газовом состоянии в течение всего срока разработки и повышению конденсатоотдачи пласта. Вертикальный сайклинг-процесс в трещиновато-пористой залежи купольного типа. Данный раздел посвящен анализу динамики смешивающегося вытеснения в условиях природной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Такой анализ важен в связи с тем, что природная неоднородность среды может снизить эффективность сайклинг-процесса из-за возможных прорывов по трещинам нагнетаемого в пласт газа. Рассмотрим систему уравнений гидродинамики процесса. Здесь принято, что при вытеснении происходит одномерное вертикальное движение в трубке тока переменного сечения — [сс.ти.С, + а2т2С2] дТ + — \c,F + С 2 (1 - F) - Ai дг [ q\xx ( ^ _ с, ) 2 = 0;

(8.2) J —(а2тп2С2) + - \С2 ( l - F ) - - L A J дТ dz { -(Г Г \\Cii1~F) +Do" <7H, C2(C2-Ct) = J где С, — объемная концентрация газа закачки (индекс 1 относится к трещинам, 2 - к блокам);

kit mit a,, — проницаемость, пористость и трещинная пустотность соответственно;

ц — вязкость, рассчитываемая по формуле Кендалла;

< = р = /| 2 /(/1 + /2)> г Д е / ~ модифицированные «фазовые» проницаемости систем трещин и блоков;

р — плотность;

z — вертикальная координата;

A(z) — площадь поперечного сечения залежи в вертикальном направлении. Выведенные уравнения одномерного течения для трещиновато-пористой залежи купольного типа учитывают то обстоятельство, что по мере расширения купола залежи вниз увеличивается площадь поперечного сечения и уменьшается суммарная скорость фильтрации. Выталкивающая сила, действующая на легкий газ со стороны блоков, увеличивается и может оказаться больше внешнего градиента давления, что приводит к противотоку в системе трещин. Поэтому каждая частица закачиваемого газа будет совершать возвратнопоступательные движения вниз в блоке и вверх в трещине. Численные расчеты показывают, что при плоскопараллельном вертикальном вытеснении это может происходить при скоростях порядка 10~8 м/с. Для вытеснения из трещиноватопористой залежи купольного типа этот эффект особенно ярко выражен, и наличие отрицательных скоростей в трещинах может иметь место уже при скоро6 стях закачки порядка 10~ м/с. По мере вытеснения длина зоны смеси уменьшается, что приводит к увеличению углеводородоотдачи. Процесс смешивающегося вытеснения из трещиновато-пористой залежи купольного типа характеризуется тем, что с увеличением скорости вытеснения уменьшается выталкивающая сила, а также диффузионный и гравитационный массообмен между блоками и трещинами, что приводит к уменьшению углеводородоотдачи как функции объема прокачки. Однако в масштабе реального времени количество вытесненного конденсата при увеличении скорости вытеснения возрастает. Конкуренция этих факторов приводит к существованию оп тимального темпа закачки — добычи. Анализ показывает, что с увеличением скорости до прорыва объем добытого конденсата возрастает, а после прорыва убывает из-за уменьшения коэффициента охвата. Следовательно, существует оптимальный темп закачки. Это выражается в том, что кривые углеводородоотдачи имеют общую огибающую. При заданном времени разработки оптимальный темп определяется точкой касания к огибающей в точке конечного времени разработки. Тем самым при вертикальном вытеснении из трещиновато-пористых пластов купольного типа природные гравитационные силы стабилизируют вытеснение, приближая его при малых скоростях к поршневому. Уменьшение темпов нагнетания и отбора приводит к повышению углеводородоотдачи, а увеличение пластового давления — к ее понижению. Устойчивость термогравитационного равновесия до начала разработки. Вследствие притока тепла из недр Земли происходит уменьшение плотности пластовой смеси с глубиной. Гравитационные же силы, напротив, ведут к утяжелению смеси. Эффект конкуренции этих явлений определяет состояние смеси до начала разработки. Возникает вопрос: реализуются ли в залежи до начала разработки вихревые конвективные течения или смесь находится в состоянии механического равновесия? Это необходимо знать для адекватного подсчета запасов, определения зон межфазных контактов, а тем самым и для выбора стратегии разработки. Действительно, ведь если интенсивности притока из недр оказывается достаточной, чтобы возбудить конвективные течения в залежи, то методики и оценки, основанные как на простейших соотношениях типа материального баланса, так и на предположении о стационарном распределении компонентов по вертикали до начала разработки, могут оказаться в принципе неверны. Заключение о наличии в залежах нестационарных течений или термогравитационной сегрегации пластового флюида проводят на основе анализа конвективной устойчивости равновесия углеводородной смеси. Такой анализ дает прогнозные критерии устойчивости в виде явных аналитических формул, позволяющих осуществлять инженерную диагностику состояния пластовой смеси. Аналитическое описание становится возможным при двух предположениях: о линейном стационарном распределении температуры и концентрации по вертикали и линейной зависимости плотности смеси от этих величин. Анализ конвективной устойчивости и вывод критериев проводятся следующим образом: рассматривается стационарное равновесное решение полной системы гидродинамики, на него накладывается малое нестационарное возмущение - затухать или развиваться со временем. Существенно, что оказывается возможной реализация в пластовых условиях двух типов возмущений равновесия — монотонных и колебательных, отвечающих либо осцилляционному всплытию или осаждению элемента жидкого объема в окружающей его смеси. При этом необходимо учитывать многокомпонентность флюида, поскольку градиент концентрации более легких компонентов противодействует дестабилизирующему равновесие геотермическому градиенту и способствует большей устойчивости равновесия углеводородной системы. Наряду с этим представляется важным вопрос о том, при каких условиях и как неоднородности коллектора (трещиновато-пористая структура и анизотропия), влияют на диагностику устойчивости термогравитационного равновесия в реальных залежах. Для диагностики механического равновесия удобно использовать понятие критической проницаемости — то минимальное значение проницаемости среды, начиная с которого происходит нарушение устойчивости равновесия насыщающей ее жидкости (газа). Иными словами, критическая проницаемость — величина, при превышении значения которой начинается конвекция. Таким образом, используя это понятие, по анализу керна можно однозначно заключить, реализуется ли в данной залежи конвекция (если проницаемость «по керну» больше критической) или, наоборот, имеет место механическое равновесие пластового флюида (если проницаемость «по керну» меньше критической). Выражения для критических проницаемостей могут быть получены из аналитических критериев устойчивости, которые зависят от безразмерных чисел Рэлея. Диффузионное и тепловое числа Рэлея определяют соответственно соотношения между термической и концентрационной составляющими выталкивающей силы, а также факторами диссипации энергии (вязкость, теплопроводность и диффузия). Таким образом, критические проницаемости зависят как от соотношений между градиентами температуры и концентрации, так и от теплофизических параметров насыщающей пласт газоконденсатной смеси. Как оказывается, анизотропия коллектора не влияет на качественный вывод об устойчивости равновесия смеси в залежи, — этот вывод определяется исключительно теплофизическими параметрами и соотношением между градиентами концентрации и температуры. Однако неоднородность вмещающей среды влияет на величину критической проницаемости. На рис. 8.12 показан качественный вид зависимости критических проницаемостей от равновесного градиента концентрации легкого компонента В. Области абсолютной устойчивости соответствуют значения К, отвечающие значе Рис. 8.12. Зависимость критических проницаемостей К от равновесного градиента концентрации легкого компонента 25 — ниям В, расположенным от -« до точки М;

при В е [М;

N] равновесие устойчиво относительно монотонных возмущений и неустойчиво относительно колебательных;

при В е [N;

+оо] равновесие неустойчиво относительно обоих типов возмущений. Точкам М и N при этом отвечают асимптотические значения критических градиентов концентрации. Как видно, в ряде случаев формулы для критических проницаемостей дают отрицательные значения. Это означает наличие столь сильной стратификации, что в данных пластовых условиях равновесие устойчиво при любых значениях геотермического градиента. Асимптотические значения критических градиентов концентрации, определяющих порог стратификации в случае, когда кинетические эффекты малы, определяются выражениями В» =~т--° о D к ;

(8-4) (8.5) m ~ 7 R PC где Вм и Вк - равновесные градиенты концентрации относительно монотонных и колебательных возмущений;

D — коэффициент фильтрационно-конвективной диффузии;

X — эффективная теплопроводность системы жидкость — пористая среда;

р 0 — характерная плотность смеси, определяемая при постоянных значениях температуры Го, концентрации Со и давления р0;

р г, Рс — коэффициенты температурного и концентрационного расширения;

А - равновесный градиент температуры;

тп — пористость. Из приведенной на рис. 8,13 зависимости критических градиентов концен Рис. 8.13. Зависимость критических градиентов концентрации от общего теплофизического комплекса:

3\ 2 4 р Ср Р ТА — ум I 1 - газ, 3 МПа;

2 ~ газ, 1 - газ, 3 МПа;

2 ~ газ, 30 МПа;

3 - газ-конденсат;

фть 4 - легкая нефть;

5 - тяжелая нефть трации от общего теплофизического комплекса видно, что для всех флюидов неустойчивость равновесия относительно колебательных возмущений является наиболее «опасной». Видно, что в реальных пластовых условиях динамика изменения критических градиентов в зависимости от свойств насыщающего пористую среду флюида не отвечает интуитивным физическим представлениям: последние диктуют, что равновесие должно нарушаться прежде всего для газов, затем для воды и потом для нефтей. Однако реально не происходит упорядочения критических градиентов ни по вязкостям, ни по плотностям в силу немонотонного изменения изобарной теплоемкости и коэффициента температурного расширения (так, например, равновесие оказывается более устойчивым для газоконденсатной смеси, чем для газа). Это означает, что в задаче диагностики равновесия в реальных пластовых условиях и сравнительного анализа устойчивости для различных групп флюидов не удается руководствоваться простой физической интуицией. Даже для простых флюидных систем это может привести к принципиально неверным выводам. Были приведены расчеты критических проницаемостей для условий месторождения Карачаганак. Тот факт, что критические проницаемости и для монотонных, и для колебательных возмущений оказываются отрицательными, свидетельствует об устойчивости термогравитационного равновесия пластовой смеси для условий этого месторождения. Однако оказывается, что выводы об устойчивости или неустойчивости смеси весьма «чувствительны» к изменениям двух параметров - коэффициентов изобарной теплоемкости Ср и изотермической сжимаемости pV Увеличение Ср на 10 %, а pV - на порядок приводит к неустойчивости равновесия относительно колебательных возмущений, так как соответствующая критическая проницаемость оказывается положительной и составляет величину порядка 0,01-10 3 мкм2. Таким образом, на основе системы оценок устойчивости термогравитационного равновесия появляется возможность определить, для каких условий возможно использовать методики прогноза состава по глубине, основанные на гипотезе стационарного статического распределения углеводородов, а для каких этот подход оказывается неприемлемым. Проведенные исследования показали следующее: учет и использование факторов, определяющих термобарические условия поведения пластовых смесей в газоконденсатных месторождениях, имеет принципиальное значение для разработки;

пренебрежение дроссельным и гравитационным эффектами приводит к существенным ошибкам при анализе термодинамики вертикальных фильтрационных течений в залежах большой толщины;

исследование инверсионных особенностей коэффициента дросселирования позволяет более адекватно подходить к вопросам термометрии и интерпретации термограмм;

вероятно, существовуют колебательные режимы течения флюидов за счет конкуренции выталкивающей силы и внешнего градиента давления в условиях вертикального сайклинг-процесса в куполообразных залежах, приуроченных к трещиновато-пористым коллекторам;

для адекватного прогноза распределения компонентов по вертикали и определения зон межфазных контактов необходим прогноз устойчивости термогравитационного равновесия углеводородных смесей;

для этого предложена система аналитических оценок устойчивости равновесия. ГЛАВА ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПОДГОТОВКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ Дальнейшее развитие нефтяной и газовой промышленности требует привлечения широкого комплекса физических и физико-химических методов воздействия в различных технологических процессах. Основные физические методы воздействия связаны с применением электромагнитных, электрических, ультразвуковых и барометрических полей. Многообразны примеры эффективного применения электромагнитных полей в различных отраслях промышленности. Надо заметить, что в настоящее время при наличии некоторых гипотез нет универсальной теоретической модели, удовлетворительно обобщающей накопившийся огромный экспериментальный материал по магнитной обработке диамагнитных диэлектрических жидкостей. Причина - чрезвычайная сложность процесса магнитной обработки, в частности, неустойчивость, противоречивость экспериментальных результатов, неконтролируемость многих определяющих факторов. Эффективность магнитной обработки, например, воды в определенной степени зависит даже от солнечной активности. По теории Чижевского многие земные процессы физического, гидродинамического и биологического характера заметно коррелируются с активностью магнитных бурь Солнца. Имеются примеры успешного применения магнитного воздействия и в добыче нефти. Установлено, что воздействие электромагнитного поля способствует существенному уменьшению парафиновых отложений. С успехом применяются магнитные вставки для предотвращения солеотложения в эксплуатационных трубах. Появилась возможность использования пластовых вод для технических нужд после магнитной обработки. В последнее время установлено, что воздействие соответствующих электромагнитных полей может привести к существенному уменьшению гидравлического сопротивления при течении асфальтено-смолистых нефтей. Имеются теоретические и экспериментальные предпосылки возможности повышения сепарационной способности газоконденсатных систем под воздействием различных электромагнитных полей. Такая возможность открыла бы каче ственно новую перспективу повышения эффективности, рентабельности газосепарационных установок, так как магнитные установки недорогостоящие, не требуют сколько-нибудь значительных затрат энергии и просты в практическом обслуживании. Проведенный экономический расчет показал, что даже 1%-ное повышение выхода конденсата полностью оправдывает затраты на магнитную обработку.

9.1. НЕКОТОРЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ВЛИЯНИИ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СИСТЕМЫ Магнитные и электрические свойства углеводородных систем. Известно, что вещества делятся на диа-, пара- и ферромагнетики. К диамагнетикам относятся все вещества, у которых атомы при отсутствии внешнего магнитного поля не имеют магнитного момента. При внесении же в магнитное поле возникает Ларморова процессия электронных оболочек атомов, благодаря чему диамагнитный атом приобретает некоторый магнитный момент. Нефть, природный газ, конденсат и все нефтепродукты относятся к диамагнетикам, т.е. содержат компоненты в основном с отрицательной магнитной восприимчивостью х. Значения магнитной восприимчивости для некоторых парафиновых углеводородов приведены ниже.

Углеводород С„Н2„(2 Магнитная восприимчивость х 10° Углеводород C,,H2,,,2 Магнитная восприимчивость х 10' СН< СгШ СзН 8 12,2 27,3 40,5 П-С5Н12 Сг,Нц 82 74,05 i-C^Hm 56,3 СтНш 85,24 п-СдНю 57,4 С 8 Нщ 96,47 i-C^Hii 64,4 СщН») 108, Нефть, конденсат, природный газ — явные диэлектрики и практически неэлектропроводны. Значение относительной диэлектрической проницаемости е нефтепродуктов колеблется около 2, а для компонентов природного газа Б « 1. Удельная электропроводность светлых нефтепродуктов обычно находится в пределах от 10~ 5 до 1(Г13 См-см"1, нефть же имеет электропроводность 10~ и 10~9 См-см"1. Различают два класса диэлектриков: 1) диэлектрики, молекулы которых не обладают дипольным моментом при отсутствии внешнего электрического поля;

2) диэлектрики, молекулы которых в отсутствие внешнего поля имеют определенный дипольный момент (полярные диэлектрики). Нефть, а также различные нефтегазоконденсатные системы относятся к первому классу диэлектриков. Представителем второго класса является, в частности, вода (обычно содержащаяся в реальных газоконденсатных потоках), обладающая большой диэлектрической постоянной (е » 80). Некоторые особенности ионно-электростатической структуры газоконденсатной системы. Компоненты нефтегазоконденсатных систем практически неэлектропроводны и немагнитоактивны, поэтому воздействие магнитного поля не приводит к каким-либо макроскопическим изменениям в состоянии гомогенных углеводородных систем. Картина качественно изменяется, если рассматривать влияние магнитного поля, например, на гетерогенную систему газоконденсатного потока, содержащего также нефть, воду, механические примеси и др. При этом воздействие магнитного поля может привести к существенным ло кальным изменениям и соответствующим макроскопическим эффектам, так как система при локальном подходе перестает быть электромагнитонейтральной. Известно следующее правило Кена: «Два вещества с различной диэлектрической проницаемостью, находящиеся в контакте, заряжаются;

Pages:     | 1 |   ...   | 11 | 12 || 14 | 15 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.