9.3 Глибиннонасосний спосіб експлуатації свердловин. Розрахунок вибійного тиску та обводненості продукції.

Для есплуатації свердловин, що пробурені для видобутку нафти зазвичай використовують занурений відцентровий насос. Це спеціально розроблені машина, що розвиває силу для подавання рідини з одного рівня на інший, вищий попереднього. Це лопатевий насос, який діє за допомогою відцентрових сил і в якому рідке середовище переміщується через робоче колесо від центра до периферії. Електровідцентрові насосні установки складаються: із відцентрового насоса , електродвигуна . кодони підйомних труб, броньованого кабелю, гирлової арматури, кабельного барабану та інше допоміжне обладнання.

Видобуток нафти при даному способу експлуатації відбувається так: електродвигун обертає вал відцентрового насосу, нафта всмоктується через фільтр відцентровим насосом і нагнітається на поверхню по насосним трубам. Для електровідцентрових насосів характерний великий міжремонтний період їх роботи.

Вихідні дані: Свердловина експлуатується з добовим дебітом нафти 12 т, води 2 т, рідини 14 т. Прийом насоса встановлений на глибині 2560 м, середина фільтра на глибині 2900 м. Динамічний рівень встановлено ехолотом на глибині 2120 м. Питому вагу нафти прийняти 0,79, води 1,07, водонафтової суміші 0,83.

Визначити коефіцієнт обводненості продукції n, відсоток нафти в рідині m та динамічний тиск на вибої Р_виб в точці, що відповідає середині фільтра. Дати інтерпретацію одержаним результатам.

Рішення. Динамічний тиск менший за гідростатичний, розраховуємо його як суму тисків стовпа нафти і стовпа суміші.

Р_виб = Р_н + Р_с = h_н γ_н / 10 + (h_р – h_н ) γ_с / 10 = [(2560 – 2120) 0,79] / 10 + [(2900 – 2560) 0,83 / 10 = 34,76 ат + 28,22 ат = 62,9 ат.

Р_виб = 62,9 ат

Порівнюю одержаний тиск з початковим гідростатичним на фільтрі:

Р_гідр = Н_виб γ_в / 10 = 2900 × 1,07 /10 = 310,3 ат

Р_гідр = 310,3 ат

Як бачимо, тиск в процесі експлуатації значно менший (існує депресійна лійка з центром по осі пласта).

Оскільки рідина, що підіймається глибинним насосом, містить також воду, враховую відсоток обводненості зі співвідношення дебітів рідин q_н, q_в та рідини в цілому q_р . Тож:

Коефіцієнт (відсоток) обводненості продукції n =

n = q_в × 100 / q_р = 2*100/14 = 2*7,14 = 14,28

n =14,28%

Коефіцієнт (відсоток) нафти в рідині m =

m = q_н × 100 / q_р =12*100/14 = 12*7,14 = 85,7

m = 85,7%

Білет 10

10.1 Бітумінозність порід. Генетичні типи керогена. Нафтогазоматеринські світи.

З органічної речовини порід розчинниками виділяють дві групи сполук: гумінові (якщо діють на породу лугами з наступним осадженням кислотами) та бітумоїди (їх виділяють органічними розчинниками, наприклад, хлороформом, бензолом, петролейним ефіром, ацетоном, спирто-бензолом, чотирьоххлористим вуглецем і ін.).

(бітум – продукт природного перетворення нафт). Хлороформ виділяє з органічного матеріалу речовини, близькі за складом до нафт, а спиртобензол екстрагує з них більш окиснені смолисті речовини, збагачені гетероелементами. Елементний склад бітумоїдів залежить від ступеня катагенетичного перетворення ОР порід і генетичного типу органічного матеріалу.

З бітумоїдів петролейним ефіром виділяють смоли (молекулярна маса m = 500-1000), вони збагачені гетероелементами, передусім киснем. Високомолекулярний залишок бітумоїдів (m = 1000 – 8000), нерозчинний в петролейному ефірі, називають асфальтенами.

Залежно від екстракторів, виділяють бітумоїди ХБ і СББ (хлороформні бітумоїди та спиртобензольні бітумоїди). Перші найближчі за складом до нафт і названі Н.Б. Вассоєвичем мікронафтою.

Розділяють: - бітумоїди А або ХБА чи СБА (хлороформний або спиртобензольний бітумоїд А, для його одержання застосовується холодна або гаряча екстракція без попередньої обробки соляною кислотою); - бітумоїди В (одержують з вугіль, в умовах високого тиску, після видалення бітумоїда А), - бітумоїд С, більш стійкий, він входить також в гратку карбонатних мінералів. Виділяється після бітумоїда А обробкою породи соляною кислотою та екстракцією.

Частка бітумоїдів, присутня в ОР, називається ступенем бітумінізації породи (коефіцієнт ) та вимірюється у відсотках. На практиці використовують бітумоїдний коефіцієнт як відношення вмісту бітумоїда до вмісту органічного вуглецю Сорг.

Якщо для порід зберігається така закономірність між вмістами бітумоїдів та ОР, це означає сингенетичність даних компонентів, або їх автохтонність. Порушення закономірності може свідчити про привнесення або винос частини бітумоїдів, тобто міграцію вуглеводнів. Вторинні бітумоїди складаються з міграційних, від нафтогазоконденсатних покладів, та алохтонних, привнесених з інших, переважно сусідніх товщ, які вміщують органічну речовину.

Підвищені кількості міграційних бітумоїдів використовуються як ознака наближеності до скупчення вуглеводнів. Коефіцієнт бета-алохтонних бітумоїдів має значення понад 40-50%. Вторинні бітумоїди відрізняються більшою відновленістю, переважанням масел, та високим вмістом водню. Отже, сукупно вони за складом ближчі до нафти.

Виділяють ще так звані параавтохтонні бітумоїди, які мігрували в межах однієї товщі (літолого-стратиграфічного комплекса). Тобто в цій товщі водночас знаходяться сумарна кількість автохтонних та алохтонних бітумоїдів близького складу.

Автохтонні бітумоїди відрізняються рівномірним розподілом в породі, параавтохтонні – нерівномірним розподілом (селективно-насиченою текстурою). Алохтонні й міграційні бітумоїди заповнюють тріщинно-поровий простір і зазвичай мають світліший колір. Ступінь бітумінізації типів порід наведено в таблиці 8.2. Слід мати на увазі, що фоновий вміст бітумоїдів зростає від грубозернистих відмін порід до глин і сланців.

Кількість бітумоїдів складає незначну частку від маси органічної речовини, яка знаходиться в породі.

Генетичні типи ОР-керогена

ОР розділена на сапропелеву та гумусову, які складаються відповідно з нижчих та вищих рослин. За складом часто вони подібні, тому уточнене розділення типів ОР проводять за вмістами водню та азоту. Сапропелевий тип ділиться за вмістом водню на підтипи: ліпідний – більше 9-9,5 % водню, гумідно-ліпідний 7,5–9,5 %, ліпідно-гумоїдний 6 – 8 %, гумоїдний менше 6 %. Гумусовий тип ОР вміщує переважно поліконденсовані аренові сполуки і його називають ареновим або арконовим (СК_ар). Генетично «чисті» типи керогену зустрічаються дуже рідко, переважають суміші алінового та арконового типів у різних співвідношеннях.

За структурно-хімічними ознаками кероген найчастіше ділять на три типи

1. альгінітовий. Збагачений, як бачимо, воднем і має малу кількість кисневих груп. Нагрівання такої НОР до 500-600С (піроліз) дає значну кількість летких сполук. Утворюється в сапропелевій ОР, переважно в озерних та лагунних умовах. Поширений менше, ніж інші типи. Іноді зустрічається в горючих сланцях.

2. лейптинітовий. Характерний для більшості нафтогазоматеринських товщ. Представлений ОР з відносно високим вмістом водню та підвищеним – кисню. Формується в морських умовах з зоо- та фітопланктону, бактерій, привнесених вищих рослин. Обстановка відновна. Є джерелом вуглеводнів для основної частини нафтових родовищ, у тому числі гігантських.

Перший і другий типи нерідко утворюють змішаний, сапропелево-гумусовий тип ОР

НГМ світи – парагенетичні асоціації порід, відносно збагачених РОР, які породжують в процесі літогенезу вуглеводні, здатні до акумуляції.

В першому терміні мається на увазі, що нафтогазопродукуючий потенціал реалізований від стадії протокатагенезу ПК до апокатагенезу АК. В другому передбачається, що генераційні властивості об`єкта тільки склались, і світа не встигла реалізувати свій потенціал, тобто віддати леткі і рідкі вуглеводневі сполуки.

Нафтогазопродуктивні в минулому світи – Непсько-Ботуобинська антекліза (венд Східноєвропейської платформи), де йде здимання та (або) зниження величин теплового потоку. Повної реалізації свого потенціалу зазнали НГМ світи силуру та девону складчастого борту Передуральського прогину, рифею-венду і нижнього кембрію північного заходу Сибірської платформи.

Окремі світи в конкретних термобаричних умовах можуть бути, наприклад, такими, що вже були нафтогазопродуктивними, але тепер залишились газопродукуючими.

Відмітимо, що генерація вуглеводнів йде і в місцях сучасного тектонічного занурення осадів, в регіонах з максимальними температурами (майкопська світа олігоцену-міоцену Передкавказзя, формація Монтерей верхнього міоцену Каліфорнії).

Особливості нафтогазоматеринських світ. Для збереження РОР в седиментогенезі та діагенезі найбільш сприятливі глинисті осади, тобто пелітової розмірності, здатні до сорбції частини органічного матеріалу з вод. Тому збагаченість автохтонною органічною речовиною зростає від конгломератів до глин (аргілітів) та глинисто-карбонатних порід.

В зоогенних карбонатних відмінах вміст РОР незначний, хемогенні та фітогенні (водоростеві) карбонати збагачені органічним матеріалом.

В піщаних породах вміст сапропелевої РОР складає десяті і соті відсотка. Однак, в пісковиках верхнього палеозою та мезокайнозою, які відклалися в умовах розквіту рослинності на континентах, вміст гумусового матеріалу в формі детриту досягає перших відсотків на породу.

Кременисті породи, особливо глинисті силіцити, також нерідко збагачені органічною речовиною сапропелевого типу (планктон). В евапоритах підвищені вмісти РОР вміщують глинисті ангідрити.

Наскільки має бути збагачена порода розсіяною органічною речовиною, щоб вважати її елементом НГМ-світи? Доведено, що нижня межа для сапропелітів середніх стадій катагенезу складає 0,1 % Сорг або 0,13 – 0,15 % вмісту органічної речовини. Вище таких значень порода вже знаходиться під впливом агресивних органічних компонент, суттєво змінює властивості, у тому числі колір, і здатна генерувати вуглеводні в значущих кількостях.

За вмістом органічної речовини сапропелевого типу виділяють кілька градацій: власне сапропеліти 22 – 100 %, доманікіти 5 – 22 %, доманікоїди 0,55 – 5 %, субдоманікоїди 0,2 – 0,55, породи з надрозсіяною формою ОР – від менших 0,1 до 0,2 % органічного вуглецю за масою. Такі границі випливають з багатовершинного статистичного розподілу органічного вуглецю різних формацій. Вони відповідають переходам сірозабарвлених порід в коричневі та чорні. У випадку планктонної РОР порода за будь-яких концентрацій РОР має жовтуватий або світло-коричневий колір. Нагадаємо, що кларк Сорг осадових порід складає приблизно 1 %.

Таким чином, до НГМ-світ відносяться породи субдоманікоїдні, доманікоїдні, доманікітні, та власне сапропелітів. Такі формації відповідають осадовому докембрію, нижньому та основній частині середнього палеозою, тобто епох без вищої наземної флори. Вони поширені в басейнах давніх платформ і їх крайових частин. У верхньопалеозойських, мезозойських та кайнозойських відкладах суто сапропелітові формації є рідкістю. В кайнозої є сапропеліти озерного генезису арідних зон (Грін-Рівер, Північна Америка).

В геологічних розрізах НГМ-світи відповідають фазам трансгресій та регресій циклів седиментації. До палеозойських відкладів включно РОР представлена у регресивних фазах в основному фітопланктоном, а в трансгресивних ще й фітобентосом. В осадах регресивних фаз менше заліза, на утворення якого витрачається органічний матеріал, тому порівняно з трансгресивними вони мають більший нафтогазогенераційний потенціал.

В цілому НГМ-світи молодшого віку циклічно чергуються в розрізі частіше. Наприклад, в рифеї цикл складає 90 млн років, у венді та ранньому палеозої 45, середньому та пізньому палеозої 22 та 11 млн років.

В пізньому палеозої, мезозої та кайнозої в осадах захоронювалася органічна речовина змішаного типу, привнесена з суходолу (детрит) та водоростеві й інші організми морських басейнів. Сапропеліти відкладались тільки в акваторіях на ділянках, віддалених від активних джерел зносу, та в озерних умовах суходолу.

Генерація вуглеводнів найбільша для сапропелевого типу органічної речовини. В змішаній РОР важко встановити нижню межу активної генерації ВВ. Вона значно вища за 0,1 % С орг.