6. Условия залегания и свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

В процессе осадконакопления при формировании залежи нефти в результате региональной (первичной) миграции пористое пространство породы оказывается заполненным диффузно рассеянными нефтью, газом и водой. В дальнейшем при внутрирезервуарной (вторичной) миграции внутри пористой породы жидкости и газ распределяются в соответствии с их плотностями: газ занимает повышенную часть пласта (образуя газовую шапку), ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит и часть воды (так называемой связанной воды) остается в газовой и нефтяной зонах пласта, удерживаясь там силами поверхностного натяжения в субкапиллярных порах.

Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре, что отличает их свойства в пластовых условиях от свойств на поверхности земли.

Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Поэтому возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры.Знание физических закономерностей изменения свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.Изучение указанных выше данных позволяет выяснить физические явления, происходящие в недрах, оценить промышленные запасы нефти и газа в пласте и наметить мероприятия по наиболее полному извлечению из недр нефти и газа.При изучении физических свойств пластовых жидкостей и газов следует иметь в виду также и то, что движение их в пористой среде при эксплуатации происходит в сложных условиях, определяемых не только высокими давлением и температурой, но и физико-химическими свойствами жидкостей, газов и самой пористой среды. Из-за сложности состава природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.Для исследования физических свойств природных жидкостей и газов в первую очередь необходимо установить состояние и характер изменения простых однокомпонентных систем. Однокомпонентные углеводороды в чистом виде не существуют в природе и могут быть получены только после тщательной переработки углеводородных систем. Однако ввиду того, что физические свойства однокомпонентных углеводородов и характер их изменения в зависимости от давления и температуры качественно такие же, как и более сложных систем, для их изучения можно пользоваться основными определениями и принципами термодинамики и физической химии, относящимися к индивидуальным углеводородам.Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными и гетерогенными.В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические свойства. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны.Гетерогенные системы состоят из фаз, каждая из которых представляет собой определенную часть системы, являющуюся гомогенной и физически отделенной от других фаз отчетливыми границами (например, гетерогенная система: лед, вода и водяной пар).В нефтегазовом пласте существует также гетерогенная система: газ, нефть, вода. Поэтому кроме свойств углеводородов необходимо изучение также свойств воды, которая занимает часть объема пласта, создает энергию для добычи нефти, а также извлекается вместе с нефтью и газом.Свойства нефти в пластовых условиях.Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий. К ним относятся высокие давления, повышенные температуры, молекулярно-поверхностные явления, наличие растворенного газа в нефти и др. Для пластовой нефти характерно содержание значительного количества растворенного газа, который в процессе снижения пластового давления выделяется, изменяя ее свойства (нефть становится более вязкой, уменьшается ее объем).Таким образом, пластовая нефть представляет собой смесь жидких и газообразных углеводородов, которые могут находиться либо в однофазном состоянии (нефть с растворенным газом), либо в двухфазном (газированная нефть и свободный газ).

Исследование фонтанных, компрессионных и глубинно-насосных скважин Оперативные исследования фонтанных и компрессорных скважин производятся при решении многих нефтепромысловых задач и при этом используется в отдельности или в комплексе с другими методами весь арсенал измерителей (расхода, влагосодержания и др.) скважинных термогидродинамических параметров.

Основным фактором, ограничивающим габариты скважинной аппаратуры для исследования фонтанных скважин, является внутренний диаметр НКТ, а при исследовании компрессорных скважин — проходное сечение труб у пусковых клапанов, минимальные размеры которых, согласно табл. 2.1, соответственно равны 50 и 32 мм. Исходя из этого, приборы для исследования фонтанных скважин имеют наружный диаметр 36 и 42 мм, а для исследования компрессорных — 25 и 28 мм. Многолетний опыт показывает, что приборы с диаметром 42 мм не всегда удовлетворительно проходят через 50 мм трубу и особенно в скважинах с большим содержанием парафина в продукции и с остеклованными НКТ. Это наблюдается чаще всего при большой длине скважинного прибора, превышающей 1,5 м. Наиболее приемлемы для исследования фонтанных скважин с точки зрения прохождения на забой приборы с наружным диаметром 36 мм.

Фонтанные и компрессорные скважины, также как и нагнетательные, могут иметь различную суточную производительность в пределах от 30 до 500 м3/сут (и более). Следовательно, скважинные расходомеры для исследования всех категорий фонтанных и компрессорных скважин должны иметь различные пределы измерения. С этой точки зрения для исследования фонтанных и компрессорных скважин необходимо использовать в основном пакерные приборы различных модификаций: с постоянными коэффициентами пакеровки, с управляемой степенью раскрытия пакера, с калиброванным отверстием на пакере. Беспакерные приборы могут быть использованы только при исследовании высокодебитных фонтанных скважин с дебитом более 500 м3/сут.

С точки зрения влияния факторов, искажающих результаты измерения измерителей расхода и состава, фонтанные и компрессорные скважины занимают промежуточное положение между нагнетательными и механизированными скважинами. При исследовании фонтанных и компрессорных скважин могут иметь место все искажающие результаты измерения факторы. Из-за того, что большинство фонтанных (да и компрессорных) скважин по сравнению с механизированными (особенно с ШГН) имеет более высокий дебит и относительно малую обводненность продукции, влияние некоторых факторов на результаты измерений расходомерами и влагомерами в них несколько меньше, чем в механизированных скважинах. Это относится особенно к влиянию скольжения компонентов на показание, как расходомеров, так и влагомеров, и в меньшей степени к влиянию положения прибора относительно продольной оси обсадной трубы скважины.

В то же время, некоторые искажающие факторы проявляют себя при исследовании фонтанных и компрессорных скважин в большей степени, чем в механизированных скважинах, на что необходимо обратить внимание, особенно, при исследовании высокодебитных скважин. К ним относится влияние на показание расходомеров технического состояния скважины и положения прибора относительно перфорационных отверстий. Это связано с тем, что основная доля притока жидкости к забою высокодебитной скважины может быть сосредоточена в небольшом интервале с малым числом перфорационных отверстий.

Кроме изложенного, при исследовании фонтанных скважин расходомерами и влагомерами, необходимо обращать внимание на режим эксплуатации скважин по величине забойного давления.

Скважинные расходомеры с турбинным преобразователем в основном Рассчитаны для исследования скважин, эксплуатируемых при забойном давлении выше давления насыщения нефти, т. к., являясь измерителями объемного Расхода, при давлении ниже давления насыщения нефти они измеряют суммарный расход жидкости и выделившего газа. Выделившийся из нефти газ оказывает влияние также и на показание скважинных влагомеров. Это влияние связано тем, что:

а) в зависимости от величины давления в измеряемой точке меняется суммарный объем нефти и газа в водонефтегазовой смеси;

б) значения диэлектрической проницаемости нефти и газа различны и величина их меняется в зависимости от давления;

в) структура потока водонефтегазовой смеси меняется в зависимости от количества выделившегося газа.

Для исследования глубинно-насосных скважин применяют спе­циальные глубинные манометры — лифтовые, которые устанавливают под насосом. Такие манометры спускают в скважины на трубах вместе с насосом. Часовой механизм манометра заводится на длительное время (до 10 суток и более). За этот период проводят весь цикл ис­следования скважины.

   Исследование насосной скважины с непосредственным замером забойных давлений глубинным манометром связано с остановками скважины и потерей добычи нефти. Поэтому такие исследования на­сосных скважин проводят в исключительных случаях: при необ­ходимости определения пластовых давлений в различных частях залежи для построения карт изобар или для разовой проверки дан­ных, полученных при исследовании скважин другими методами.

   В большинстве случаев при исследовании глубиннонасосных скважин находят зависимость «дебит — динамический уровень» или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине.

   Расстояние от устья до динамического уровня измеряют эхоло­том или маленькой желонкой, спускаемой на проволоке в затрубное пространство скважины при помощи лебедки (аппарата Яков­лева).

   Широкое распространение получили различные эхометрические установки для замера динамического уровня, основанные на прин­ципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин.

Виды гидродинамического несовершенства скважин

Целесообразно выделить следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин (рис.4.1):

1         по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину;

2         по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытую боковую поверхность скважины, а только через перфорационные отверстия в обсадной колонне;

3         по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта.

а)         совершенная скважина;

б)         несовершенная скважина по степени вскрытия пласта;

в)         несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта;

г)         несовершенная скважина по качеству вскрытия пласта

            (kу – проницаемость призабойной зоны пласта,

             k  – проницаемость удаленной зоны пласта)

            Формула притока в реальную скважину (фактический приток), пробуренную на нефтяной пласт и имеющую все перечисленные виды гидродинамического несовершенства, может быть записана в следующем виде:

                      ,              (4.3)

где  с1 - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта;

с2 - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия продуктивного пласта (перфорация);

sб - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при первичном вскрытии пласта бурением);

sц - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству цементирования (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при цементировании обсадной колонны);

sп - безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по качеству вскрытия продуктивного пласта перфорацией (скин-эффект из-за ухудшения проницаемости породы при перфорации скважины).

            Основные и дополнительные фильтрационные сопротивления в зоне дренирования соответственно равны

7. Методы оценки качества вскрытия продуктивных пластов Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств циркулирующего раствора, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

За критерий оценки качества вскрытия продуктивного пласта бурением (первичное вскрытие) принято считать относительную продуктивность (отношение фактической продуктивности пласта к потенциально возможной, т.е.теоретической). Качество вскрытия оценивают также по удельному дебиту скважины Q_у.т/сутки·м и удельной продуктивности q_уд. За удельный дебит принимается количество добываемой нефти Q в тоннах за сутки на 1 м эффективной толщины пласта h, т.е.

          (19.1)

Под удельной продуктивностью понимают удельный дебит на 1 ат перепада давления в системе скважина - пласт (депрессии) — ΔР

     (19.2)

Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора:

• состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

• состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

• в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

• соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

• фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

• водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

• плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

Ниже приводится краткое описание методов вхождения в продуктивную толщу, т.е. порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи (рис. 19.1).

1. По первому методу (рис. 19.1, а) продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивного пласта. Данный метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии пласта и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

2. Второй метод (рис. 19.1, б) отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонку до забоя, а затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемежающихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры циркулирующего раствора, как правило, при вскрытии не меняются.

3. По третьему методу (рис. 19.1, в) перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую обсадную колонну цементируют, после чего, продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Состав и свойства бурового раствора подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.

4. В отличие от третьего метода, ствол скважины в продуктивной толще по четвертому методу оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Этот метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

5. При пятом методе (рис. 19.1, д) после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластов.

Рис. 19.1. Методы вхождения в продуктивную толщу: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - нефтеносные пласты; 4 - водоносные пласты; 5 - открытый ствол; 6 - пакер; 7 - фильтр; П - продуктивный пласт Каждый из указанных методов вскрытия продуктивных пластов имеет определенные преимущества и недостатки и выбирается в зависимости от конкретных геолого-технических условий строительства скважины.

Одним из наиболее перспективных и значимых направлений в области рационального метода вскрытия является внедрение технологии бурения горизонтальных и разветвлено-горизонтальных скважин.

При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:

• оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины;

• определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, т.е уточнить содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщенны разными (один - водой, второй - нефтью, третий - газом и т.д);

• выявить устойчивость пород продуктивной зоны;

• учесть соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений в продуктивной толще (см.раздел 1) и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продуктивной толщи буровым раствором в процессе бурения.

Для вскрытия пластов с очень низкими коэффициентами аномальности наиболее эффективны газообразные агенты и газожидкостные смеси.

Компрессорная эксплуатация нефтяных скважин

Компрессорная эксплуатация air pumping - Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором в помощь пластовой энергии, уже недостаточной для подъема нефти на поверхность, к башмаку подъемных труб подводится сжатый в компрессорах нефтяной газ (газлифт) или воздух (эрлифт), энергия расширения которых используется для подъема нефти.

Совместная или совместно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ— совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной. Применяется для добычи нефти (газа), а также для закачки воды — при заводнении нефтяных пластов, рабочих агентов — для повышения нефте- и конденсатоотдачи, газа — в процессе создания подземных хранилищ газа и др.

В скважину спускают специальное оборудование (установки), обеспечивающие транспортирование продукции каждого пласта на поверхность (или закачку с поверхности в каждый пласт) по самостоятельным (или совместному) каналам, независимое регулирование и отработку пластов, а также проведение исследований, операций по освоению и глушению каждого пласта, технологическое воздействие на его призабойную зону. Одновременно-раздельная эксплуатация скважины позволяет сократить затраты на разбуривание, обустройство и эксплуатацию месторождений. Технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины классифицируют по количеству эксплуатируемых пластов; установки одновременно-раздельной эксплуатации скважины по конструктивному оформлению; с концентрическими, параллельными и одноколонными рядами насосно-компрессорных труб (HKT), а также с регулированием отбора или закачки продукции по каждому пласту. Условия эксплуатации (величина газового фактора, содержание газового конденсата, уровень пластовых давлений и температур, состав добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрессивных примесей, песка, парафина, минеральных солей и т.д.) влияют на конструктивные особенности установок и технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

Различают установки по добыче и по закачке. Первые в зависимости от способа добычи подразделяются на установки по добыче нефти и газа фонтанным или газлифтным (внутрискважинный газлифт) способами, а также добычи нефти глубиннонасосным или фонтанным и глубиннонасосным способами одновременно. Установки по закачке бывают с регулированием расхода на устье или на забое скважины. Добыча нефти из двух и трёх пластов фонтанным способом осуществляется установками с концентрическими и параллельными рядами HKT. Например, установка ЗУФК (трёхрядная установка фонтанная с концентрической подвеской HKT) обеспечивает эксплуатацию двух пластов, в продукции которых содержится парафин и песок; комплектуется тремя концентрическими рядами HKT (фонтанную арматуру дополняют двумя крестовинами). Добыча осуществляется по внутреннему и наружному HKT, средний ряд HKT и разобщитель пластов предназначены для операций по освоению скважины, глушению и др. Добычу газа из двух, трёх и более пластов фонтанным способом осуществляют установками с параллельными рядами HKT. В установках УГП (установки газовые с параллельными рядами HKT) в коррозионно-стойком исполнении предусмотрена возможность заполнения затрубного пространства ингибитором коррозии и гидратообразования, который подают в полость HKT через ингибиторный клапан. Для освоения скважины и промывки пробок используют циркуляционные клапаны. Независимое извлечение пакеров обеспечивается разъединителем колонн. Одновременно-раздельная эксплуатация скважины осуществляется также при газлифтной добыче нефти и газа (см. Газлифт), для чего скважину оборудуют установками внутрискважинного газлифта, например типа УВЛГ. Одновременно-раздельная добыча нефти глубиннонасосным способом с использованием штанговых или электроцентробежных насосов осуществляется установками с параллельными рядами HKT (или один ряд HKT) по схемам с последовательно или параллельно соединёнными насосами, а также с одним насосом (в зависимости от условий эксплуатации предусмотрены многочисленные модификации установок). Одновременно-раздельная эксплуатация скважин (нефтяных) одновременно фонтанным и глубиннонасосным способами осуществляют по схемам "фонтан — насос" (нижний пласт фонтанирует) и "насос — фонтан" (верхний пласт фонтанирует). В случае нефтяных пластов с малым газовым фактором используются установки УНФ и УФН (рис. 1). Здесь нефть и выделяющийся газ добывают по одной колонне HKT. При больших газовых факторах используют установки, в которых нефть и выделяющийся газ добывают по параллельным рядам HKT. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин при закачке, например воды одной скважиной в три пласта (рис. 2), осуществляется с автоматическим регулированием расхода закачиваемого агента на забое или устье скважины; изменение режима закачки производят без извлечения скважинного оборудования.