8.Замір дебіту газу

Для виміру об’єму газу, одержуваного разом з нафтою із ви- сокодебітних свердловин, а також газу із суто газових свердловин застосо­вують лічильники. Кількість газу, що надходить з інших свердловин, замі­ряють шайбною вимірною трубкою Піто.Для повного обліку газу в глибиннонасосних свердловинах треба за­міряти газ, що виходить з міжтрубного простору, а також із мірника (чи з трапу перед мірником).Для визначення кількості газу, що надходить із свердловини у разі спокійного витікання його в атмосферу (безпосередньо з устя свердловини або через відкритий кінець труби) зі швидкістю не більше 15 м³/с, застосо­вують анемометр. Основною деталлю цього приладу є вітряне колесо, з’єд­нане передачею з набором шестерень, на осях яких укріплені стрілки, що вказують швидкість потоку. Анемометр поміщають безпосередньо у вихід­ному перерізі труби. Струмінь вихідного газу приводить в обертання вітря­не колесо, плин газу відбувається за атмосферного тиску.За незначних дебітів і тисків у трубі, через яку виходить газ, найчас­тіше застосовують порівняно з анемометром шайбний вимірник. Шайб- ним вимірником можна заміряти добову кількість газу, що не перевищує 10 тис. м¹, за тиску газу на виході з труби не більш 500 мм вод. ст. Замір дебіту свердловини, що дає багато газу, здійснюють пневмометричною труб­кою (трубка Піто), за дуже високого дебіту газу трубку Піто приєднують до пружинного манометра.Замір газу, що добувають, найліпше вести цілодобово за допомогою автоматичних приладів (самописного витратоміра). За відсутності такого приладу для виміру видобутку газу варто застосовувати диференціальний манометр. У цьому випадку замір видобутку газу у високодебітних свердло­винах слід робити 2—3 рази за добу залежно від ступеня нерівномірності подавання струменя газу.

9 Сили, які утримують нафту b пласті

Поверхневий натяг. Відомо, що на поверхні межі рідин міжмоле­кулярні сили утворюють плівку товщиною, яка дорівнює радіусу сфери дії молекулярних сил частин. Силу натягу цієї плівки і називають поверхневим натягом.

Змочування. У колекторі разом з нафтою завжди є деяка кількість води, яка повністю насичує пори, до того як у пласт мігрувала нафта. Залежно від властивостей породи вода із стиканням з нею може її змочувати або не змочувати, тобто відбувається явище так званого вибіркового змочування.

Молекулярне притягання і капілярне підіймання нафти. Підіймання ріди­ни по капіляру під дією молекулярного притягання між стінками капіляра та рідиною відбувається доти, доки поверхневий натяг може утримувати стовпчик рідини. Явища капілярного підіймання вивчені для води і нафти, але недостатньо для випадку підіймання нафти по капіляру, заповненому водою, і навпаки. За O.M. Снарським, висоту

Явище налинання нафти. Воно спостерігається, якщо породи гідрофоб­ні, але іноді — і якщо породи гідрофільні, тому що деякі нафти здатні зробити поверхню порід гідрофобною. Частина нафти, крім налипання, може утримуватися на поверхні породи також адсорбцією і силою хіміч­ної взаємодії (хімічною сорбцією). Може відбуватися спільний процес (сорбція). Адсорбція проходить ліпше в умовах низьких температур. За підвищених температур збільшується рухливість молекул, які чинять опір орієнтації гетерополярних молекул. Іноді збільшення температури сприяє підвищенню активності молекул, це зумовлює збільшення адсорбції. Вла­стивість мінералів утримувати нафту, переборюючи капілярні сили, при­водить до того, що в пласті залишається значна кількість нафти під час його експлуатації.

Явище налипання нафти до породи спричинено передусім адсорбцією і проникненням молекул у мікропори породи.

Інші сили, які чинять опір руху нафти в пласті. Нафта, просуваючись по нафтовому пласту до вибою експлуатаційної свердловини, втрачає частину пластової енергії на подолання опору тертя об стінки порових каналів і внутрішнього опору власної в’язкості. Під час руху до вибою нафти і газу, нафти і води, нафти, газу і води виникає міжфазне тертя, спричинене різ­ними фізичними властивостями окремих компонентів, що беруть участь у русі, і швидкістю руху останніх.

Виділення з нафти газу в результаті падіння пластового тиску нижче за тиск насичення супроводжується додатковою втратою пластової енер­гії, яка витрачається на деформацію бульбашок газу. Опір, що виникає під час руху негазованої рідини, можна зарахувати до групи гідравлічних опорів.

Ефект Жамепа. У міру руху нафти до вибою свердловини тиск падає, і якщо він буде меншим за тиск насичення, то з нафти виділятиметься газ. Бульбашки газу під час руху суміші нафти і газу через пори виявляють ве­ликий опір руху.

Встановлено, що під час руху рідини з бульбашками газу через капіляр­ні канали потрібний більший тиск, ніх< під час руху лише рідини. Це яви­ще отримало назву ефекту Жамена

10

1)Побудувати карту поверхні ВНК. Для цього спочатку знаходять свердловини, які розкрили ВНК, а потім вираховують для них відмітку ВНК. Свердловини, які розкрили ВНК, відрізняються від інших тим, що в них загальна товщина пласта більша за нафтонасичену або газонасичену. Для таких свердловин відмітка ВНК вираховується за формулою:

де h_пк – абсолютна відмітка покрівлі пласта в даній свердловині, м;

h_еф.н/н – ефективна нафтонасичена товща пласта в даній свердловині, м.

На чистий лист паперу копіюють із структурної карти план розташування свердловин, які розкрили ВНК, надписують біля них абсолютні відмітки ВНК і методом трикутників будують карту поверхні ВНК.

2)Нанести на структурні карти положення зовнішнього (на карті покрівлі пласта) і внутрішнього (на карті підошви пласта) контурів нафтоносності. Для цього необхідно накласти структурну карту на карту поверхні ВНК так, щоб співпали однойменні свердловини, а потім знайти точки перетину ізогіпс обох карт, які мають однакові абсолютні відмітки. Через отримані точки провести контури нафтоносності. При цьому необхідно враховувати, що свердловини, які розкрили ВНК, повинні бути всередині зовнішнього контуру нафтоносності і зовні внутрішнього контуру нафтоносності

12

Режим покладу (рос. режим залежи; англ. reservoir drive; нім. Lagerstättenregime n, Lagerstättenarbeitsregime n) – прояв рушійних сил (переважаючого виду енергії пластової) в процесі розробки родовища, які зумовлюють приплив рідин і газів до видобувних свердловин. Умовно виділяють такі режими роботи нафтових покладів: водонапірний; пружний; розчиненого газу; газонапірний; гравітаційний; змішані (газоводонапірний; витіснення газованої нафти водою), а щодо газових покладів – газовий і пружногазоводонапірний

РЕЖИМ ПОКЛАДУ ЗМІШАНИЙ – режим, при якому приплив нафти до вибоїв видобувних свердловин зумовлений одночасно декількома видами пластової енергії, кожна з яких виявляє помітний вплив на процес розробки. 13

Хімічний склад. Нафта — це суміш різних вуглеводневих і невуглеводневих (гетероатомних) сполук. У нафті наявні три класи (ряди) вуглеводнів: парафінові (метанові), нафтенові та ароматичні. Співвідношен­ня цих класів сполук у нафті може бути різним.

Парафінові вуглеводні (метанові, алкани) мають загальну формулу С_иН_2и+х, де n — кількість атомів вуглецю. Чотири перші представники цього ряду (метан, етан, пропан і бутан) в нормальних умовах є газами. Вугле­водні, які мають від 5 до 15 атомів вуглецю, є рідинами; більш високомо- лекулярні — твердими тілами. Алкани можуть мати нормальну будову у ви­гляді нерозгалуженого ланцюжка або ізометричну — у вигляді розгалуже­ного ланцюжка.

Нафтенові вуглеводні (поліметиленові, циклопарафіни, циклани) ма­ють циклічну будову. Загальна формула простих моноциклічних сполук С„Н_2п. Нафта містить переважно вуглеводні з п’яти- і шестичленною структурою. У висококиплячих фракціях нафти трапляються і поліцикліч- ні вуглеводні, які складаються з двох — чотирьох циклів (кілець). Біль­шість нафтенових вуглеводнів є рідинами, лише високомолекулярні вуг­леводні — тверді тіла.

Ароматичні вуглеводні (бензольні, арени) мають одне або більше бен­зольних кілець. До цих кілець можуть приєднуватися інші радикали (із заміщенням атомів водню). Загальна формула цих вуглеводнів С„Н₂„._Х , де x > 6.

Для всіх вуглеводнів характерне зростання температури кипіння з рос­том молекулярної маси. У низькокиплячих фракціях переважають парафі­нові вуглеводні, у висококиплячих — нафтенові й ароматичні. За високих температур (переважно понад 300 °С) вуглеводневі сполуки поступово роз­кладаються. Найстійкішим термічно є метан.

Невуглеводневі сполуки нафти — це органічні сполуки сірки, кисню, азоту або всі разом узяті.

Сірка в нафті може бути в малих кількостях у вільному стані, у вигляді сірководню, розчиненого в нафті, і в органічних сполуках. Вміст сполук сірки у 10—12 разів перевищує загальний вміст самої сірки. Із сполук сірки відомі меркаптани, сульфіди, дисульфіди та циклічні (тіофани і тіофени).

14

Існують такі поняття про тиски в земній корі.

Гірський тиск — це тиск у будь-якій точці земної кори на глибині. Він характеризується двома складовими: геостатичним і тектонічним тиском (або тиском, що виникає в земній корі в результаті дії тектонічних зусиль).

Геостатичний тиск (P_r) у будь якій точці на глибині — це тиск гір­ських порід, що залягають над цією точкою:

Визначення тектонічного тиску завжди пов’язане з великими трудно­щами. Це питання розглянуто нижче при описі математичної моделі фор­мування надгідростатичного пластового тиску.

Гідростатичний тиск (P_niip) у будь-якій точці на глибині — це тиск стовгіа пластових вод, зосереджених у гірських породах від цієї точки до поверхні:

Про тиски у природних резервуарах існують такі поняття.

Пластовий тиск — це тиск флюїдів, які заповнюють пористе середо­вище пласта. Пластовий тиск обумовлений дією багатьох факторів (геоста- тичним тиском, у результаті чого в пласті починають діяти пружні сили флюїдів, що заповнюють цей пласт; пружними силами скелета колектору; напором пластових контурних (приконтурних, законтурних, периферійних) вод або підошовних вод; впливом підвищених температур щодо загального температурного фону; тектонічними причинами тощо).

Крім зазначеного у нафтогазопромисловій справі розрізняють такі по­няття тисків:

• початковий пластовий — тиск у пласті, який був заміряний в момент його розкриття до того, як з нього була випущена будь-яка кількість флюїдів;

• поточний пластовий у покладі — тиск на певний момент у процесі розробки;

15.Основні методи ГДС

У нафтогазопромисловій галузі застосовують багато методів ГДС, але головні серед них — електрометричні (електрокаротаж) і радіоактивні ме­тоди (радіоактивний каротаж).

Електричний каротаж ґрунтується на вивченні уявного опору порід (УО) і потенціалу звичайного природного електричного поля вздовж стовбура свердловини, який називають поляризацією спонтанною (ПС).

Величина УО реєструється вздовж стовбура свердловини автоматично приладами, які розташовані в каротажних станціях.

Під час проведення електричного каротажу одночасно з реєстрацією УО записується діаграма спонтанної, або самочинної, поляризації (ПС). Вимірювання параметра ПС — звичайне доповнення при вивченні геоло- го-геофізичного розрізу свердловини і зводиться до заміру різниці потенці­алів між електродом M, опущеним у свердловину, і електродом N, який знаходиться на поверхні (рис. 5.2). Точка запису різниці потенціалів, що вимірюється, належить до електрода M. Результати вимірювань відобража­ють у вигляді кривої, яка ілюструє відносну зміну величини звичайного потенціалу у мілівольтах (мВ) по глибині свердловини. Крива ПС сприяє виділенню в розрізі проникних порід і значно полегшує вивчення гео­логічного розрізу свердловини.

Для електричного каротажу застосову­ють зонди, які відрізняються відстанями між електродами й характером їх взаємного розташування.

Вимірювальні величини, представлені у вигляді кривих уявного опору і звичайної поляризації ПС створюють каротажну діаграму.

Зонди бувають двох основних типів: градієнт-зонди і потенціал-зонди

Крім розглянутих вище методів електричних вимірювань використо­вують бічне каротажне зондування (БКЗ), яке широко застосовують під час каротажу свердловин на нафтових і газових родовищах. БКЗ зводиться до заміру уявного опору вздовж стовбура свердловини за допомогою зондів різних розмірів, які забезпечують можливість визначення дійсного уявного опору, глибини проникнення фільтрату бурового розчину в пласті.

Дані БКЗ дають змогу отримати повніше уявлення ripo геологічний ха­рактер порід, ніж крива опору, одержана одним чи двома зондами. Крім того, за даними БКЗ точніше можна оцінити уявний опір нафтонасиченого пласта, який піддають випробуванню у зв’язку з проникненням глинистого розчину в пласт. Тому БКЗ обов’язково використовують у розвідувальних свердловинах у процесі розкриття продуктивної частини розрізу для уточ­нення характеру розкритих пластів та їх нафтоносності.