книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

Первая соленость S ± — соли сильных оснований и сильных кислот. В природных водах она представлена в основном хлоридом и сульфатом натрия.

Вторая соленость S 2 — соли щелочноземельных металлов и силь­ ных кислот. Сюда относятся хлориды и сульфаты натрия и магния. Вторая соленость соответствует постоянной жесткости воды.

Первая щелочность А г представлена солями щелочных металлов и слабых кислот. Наиболее распространенной является питьевая сода NaHC03. При наличии соды вода имеет щелочную реакцию.

Вторая щелочность А 2 — соли щелочноземельных металлов и слабых кислот (гидрокарбонаты кальция и магния и т. и.).

Промысловая классификация вод

Подземные воды, встречающиеся в недрах нефтяных и газовых месторождений, подразделяют на грунтовые (обычно безнапорные), пластовые напорные и воды тектонических трещин.

Грунтовые воды залегают на сравнительно небольшой глубине от поверхности, на первом водоупорном слое; их режим зависит главным образом от гидрометеорологических условий.

Пластовые напорные воды по отношению к газоносному пласту подразделяются на: 1) нижние краевые (контурные), залегающие в пониженных частях газоносного пласта; 2) подошвенные, зале­ гающие в нижней, подошвенной части газоносного пласта; 3) про­ межуточные, приуроченные к водоносным пропласткам (или водо­ носным пластам), залегающим в газоносном пласте, являющемся единым объектом эксплуатации; 4) верхние краевые, залегающие в размытой сводовой части антиклинально изогнутых газоносных пластов или в головной части моноклинально залегающих газоносных пластов (головные части таких пластов, часто обнажающихся на поверхности, обычно обводнены поверхностными водами); 5) верх­ ние, приуроченные к чисто водоносным пластам, залегающим выше газоносного пласта; 6) нижние, приуроченные к чисто водоносным пластам, залегающим ниже газоносного пласта.

Краевые и подошвенные воды играют двоякую роль. Если систе­ матически следить за характером проявления этих вод и регулиро­ вать их продвижение по пласту, то можно обеспечить нормальный режим работы газовой и газоконденсатной залежей. При отсут­ ствии же контроля и своевременных мер по регулированию их продвижения, как правило, нерегулируемое проявление краевых и подошвенных вод наносит ущерб нормальной эксплуатации отдель­ ных скважин и залежи в целом.

Проявление же верхних, нижних и промежуточных вод в про­ цессе эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей приносит только вред, и в продолжение всего периода выработки залежей должны приниматься меры по предотвращению прорыва этих вод.

110

§ 32. ДАВЛЕНИЕ В ЗАЛЕЖАХ ГАЗА (НЕФТИ)

С т а т и ч е с к о е д а в л е н и е . Под давлением залежи или пластовым давлением понимают то давление, которое жидкость или газ оказывают на окружающие их породы. Оно выражается в кгс/см2. Пластовое давление может быть выражено условно в метрах столба жидкости, уравновешивающей данное давление, по формуле

или

Н10£

рг ’

где р — давление в кгс/смг; р — плотность жидкости; Н — высота

на и любая другая поверхность.

Однако имеются месторождения, где пластовое давление значи­ тельно превышает величину гидростатического давления. Так, в од­ ной из скважин Карадага (Западный Апшерон) градиент давления составил 1,5 (кгс/см2)/10 м, на площади Баба-Занан (Прикуринская

li t

низменность) — 1,46 (кгс/см2)/10 м, на месторождении ВентураАвеню (США) — 2,4 (кгс/см2/10 м, в месторождении Лак (Франция) — около 1,8 (кгс/см2)/10 м и т. д.

Аномально повышенное давление может явиться следствием связи данного пласта по тектоническим трещинам с нижезалегающим газоносным пластом, имеющим высокое пластовое давление. Наконец, аномально высокое пластовое давление может быть вызвано большой высотой газовой залежи, так как давление во всей залежи опреде­ ляется величиной пластового давления в зоне контакта газ—вода. Если, например, газоводяной контакт залегает на глубине 1500 м и наивысшая точка газоносного пласта расположена на глубине 1000 м, то в сводовой части залежи пластовое давление будет

ческого давления, рассчитанного для данной точки.

Для сопоставления возьмем в пласте четыре произвольные точки А, Б, В и Г. Точки А я Б, В и Г расположены попарно на одной высоте от поверхности сравнения и соответственно на одной глубине от поверхности земли.

Давление в точке А может быть выражено следующим образом:

где рв — плотность воды.

Так как hx = h3, то рл — Рв• Давление в точке, расположенной на контакте газ—вода, равно давлению в другой точке пласта, распо­ ложенной на той же глубине в пласте, заполненном водой. Оба да­ вления равны гидростатическому. Приведенные давления в этих точках также равны между собой и определяются величиной H —hv

В точке В

Ярв ^бРв

Р в = - - - - - -Т о- - - - - -•

112

В точке Г

_Я р в — (^8рг ~Ь ^ 9 Рв)

Таким образом, в любой точке газовой залежи будет избыточное давление, пропорциональное высоте положения точки над газо­ водяным разделом и разности плотностей воды и газа в пластовых условиях. На поверхности газ—вода h8 = 0, избыточное давление также равно нулю. Максимальное избыточное давление, наблюдаю­ щееся в самой верхней точке газовой залежи, будет пропорционально высоте залежи. Избыточное давление можно рассматривать как результат действия силы всплывания, направленной вверх. Таким образом, силы, вызывающие гидростатическое и избыточное давле­ ния, направлены в разные стороны.

Аналогичные расчеты могут быть сделаны и для нефтяной залежи или нефтяной залежи с газовой шапкой. Избыточное давление в нефтя­ ной залежи определится выражением

где йн — высота нефтяной части залежи; hB— высота данной точки над разделом газ—нефть .

Определение контактов по замерам пластовых давлений

Для газовой залежи можно довольно точно определить положение газоводяного контакта, имея данные о давлениях в скважинах, вскрывших газовую (скв. 1) и водяную (скв. 2) части пласта.

Положение контакта газ—вода определяют по следующей фор­ муле (рис. 66):

+А R -- Ар „

-,,710Г " Р

откуда

Аналогично изложенному можно определить контакты газ—нефть и нефть—вода по давлениям в скважинах (рис. 67).

Формулы даны без учета давления столба газа от забоя газовой скважины до контакта газ—нефть, так как величина этого давления ничтожно мала; не учтен также капиллярный эффект в зависимости от свойств коллектора и насыщающих его жидкостей. Эти формулы действительны при наличии в залежах нефти и газа, малоподвижной пластовой воды или при установившемся в пластах естественном движении пластовой воды от области питания к области разгрузки. Формулы действительны лишь для начальной стадии разработки

114

пласта и не могут быть применены, когда начальное равновесие

впласте нарушено длительной пробной эксплуатацией залежи. При разработке газовых и газоконденсатных месторождений

необходимо знать: 1) начальное пластовое давление (отмечается в пласте в момент вскрытия его первыми скважинами); 2) текущее

часового механизма 2 при помощи ходового винта 3, укрепленного на часовом механизме, и ходовой гайки каретки. Диаграмма отра­ жает изменение давления во времени в прямоугольных координатах.

Камера для максимального термометра, состоящая из наконеч­ ника, металлической оправы для термометра, помещается в трубке, являющейся продолжением корпуса манометра. При необходимости

применения утяжелителя последний присоединяют к манометри­ ческому узлу, к которому в свою очередь присоединяют камеру для максимального термометра. Часовой механизм расположен в верхней части манометра и присоединяется к ходовому винту фрикционом.

Глубинный дифференциальный манометр предназначен для опре­ деления депрессии в скважинах, снятия кривых восстановления давления и для исследования взаимодействия скважин.

Па промыслах широко применяют дифференциальный манометр УФНШ1 ДГМ-4М. Принцип действия этого прибора основан на урав­ новешивании давления в точке измерения и давления сжатого воз­ духа, которым предварительно за­

полняется камера прибора. Глубинный дифференциальный

манометр ДГМ-4М (рис. 69) со­ стоит из следующих основных ча­ стей: узла подвески, регистриру­ ющего механизма, поршня, разделя­ ющего манометр на верхнюю и ниж­ нюю секции, и клапана, помещенно­ го в нижней секции манометра. Регистрирующий механизм располо­ жен в верхней секции и состоит из часового механизма, цилиндрическо­ го барабана, на внутренней повер­ хности которого помещается диаг­ раммный бланк, и пишущего устрой­ ства, связанного с поршнем. Поршень соединяется через штангу с карет­ кой, которая скользит при минималь­ ном трении по двум ветвям туго натянутой струны. К каретке при­ креплена плоская пружина с пишу­ щим латунным штифтом. Вал часов при помощи водилец сцепляется с барабаном. Это позволяет использо­ вать холостой ход часов для прове­ дения подготовительных операций и спуска манометра в скважину.

116

Поршень представляет собой чувствительный элемент манометра, имеет самоуплотняющуюся манжету, которая обеспечивает надеж­ ную герметизацию и минимальное трение при движении его в поли­ рованном цилиндре. Поршень начинает двигаться при перепаде давления ниже 0,005 кгс/см2. Клапан открывается при перепадах давления, превышающих пределы измерения, в крайнем верхнем положении, когда клапан поршня упирается в нижний конец трубки, и в крайнем нижнем положении, когда он упирается в пробку, установленную в верхнем конце трубки. При этих положениях пор­ шня верхняя и нижняя секции сообщаются между собой и давление

вних уравнивается.

Внижней секции манометра расположен клапан с седлом, арми­ рованным манжетой из нефтестойкой резины. Клапан имеет две пру­

жины, расположенные в верхней и нижней частях его и работающие на сжатие. Нижняя пружина рассчитана на большее усилие, при котором клапан удерживается открытым: последний открывается при давлении примерно 0,3—0,5 кгс/см2 меньше расчетного.

Перед спуском манометра в скважину обе секции заполняют азотом или воздухом до давления, равного давлению на заданной глубине,

сучетом поправки на разницу между температурами на поверхности

ив скважине в точке измерения. Давление и температуру предвари­ тельно измеряют манометрами МГГ, снабженными максимальными термометрами. Манометр заполняют сжатым воздухом или азотом, снимают с него нижнюю пружину, фильтр и наконечник и заменяют специальным наконечником с иглой. Давление газа, поступающего под поршень, перемещает его в крайнее верхнее положение, при этом колпак поршня упирается в нижний конец трубки, клапан пор­

шня под давлением сжатого воздуха открывается и обе секции запол­ няются воздухом.

После термостатирования, проверки герметичности резьбовых соединений и присоединения к нижней секции пружины, фильтра и наконечника манометр спускают в скважину со скоростью не болен 2 м/с. Не допуская манометр до точки исследования на 100—200 м, его выдерживают в течение 15—20 мин для термостатирования, после чего спускают на нужную глубину. При открытии клапана нижняя камера сообщается с окружающей средой в скважине. Изменение давления в скважине, записываемое на диаграммном бланке, приводит к деформации газовой подушки в верхней секции и перемещению поршня. Манометр тарируют только один раз при выпуске, что является существенным преимуществом дифференциального мано­ метра ДГМ-4М.

§ 33. ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТА

Температура в земной коре возрастает по мере увеличения глу­ бины. Глубина в метрах, при которой температура пород повышается на 1° С, называется геотермической ступенью. Геотермическая сту­ пень колеблется в верхних слоях земной коры от 11 от 120 мг

117

в среднем она составляет около 33 м. Для Грозненской нефтеносной области она составляет 8—12 м, Апшеронского полуострова 21—37 м, месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции около 100 м.

Геотермическую ступень рассчитывают по формуле

118

Основная часть глубинных термометров различных конструкций — термоэлементы, в качестве которых применяют жидкость, ртуть

ибиметаллы. Самопишущий термометр ТТБ-1 состоит из четырех основных узлов: термоэлемента с пишущей иглой, изготовляемого из термобиметаллической ленты и представляющего многовитковую пружину (геликса); каретки с ходовым винтом; часового механизма

иподвески. При повышении температуры окружающей среды термо­

элемент раскручивается на некоторый угол пропорционально изме­ нению температуры, проворачивая скрепленную с ним ось. Укреплен­ ная на оси пишущая игла прочерчивает линию температуры на метал­ лическом бланке (фольге), вставленном в каретку. Каретка движется поступательно от часового механизма при помощи фрикционной передачи и ходового винта.

§ 34. РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Режимы пластов газового месторождения могут быть газовыми и водонапорными.

Режим называется газовым, или режимом расширяющегося газа,

если единственной силой, движущей газ в пласте, является давление самого газа.

Режим называется водонапорным, если в процессе эксплуатации в газовую залежь поступает краевая вода, восстанавливающая давле­ ние пласта. Водонапорный режим можно подразделить на упруго­ водонапорный и собственно водонапорный. В последнем случае можно говорить об идеальном водонапорном режиме, при котором вода успевает полностью заместить газ или нефть, отобранные из продуктив­ ного пласта, и об отстающем водонапорном режиме, при котором вода успевает только частично заместить отобранный из пласта газ или нефть.

При водонапорном режиме активные краевые воды продвигаются от области питания под действием веса гидростатического столба жидкости (рис. 71). При упруго-водонапорном режиме краевые воды продвигаются под действием сил упругости жидкости и пород пласта.

Режим пластов зависит от геологического строения и гидрогео­ логических условий месторождения, с одной стороны, и от темпов разработки, с другой.

Режимы всех газовых месторождений являются водонапорными, но имеют различные коэффициенты возмещения. Коэффициентом воз­ мещения называют отношение объема воды, поступающей в эксплуа­ тируемую газовую залежь за определенное время, к объему газа (в пластовых условиях), отобранного за тот же период. Так, если за год из залежи, имеющей среднее пластовое давление 100 кгс/см2, добыто 100 млн. м3 газа, то при пластовых условиях это составит 1 млн. м3; если за это время в залежь поступило 100 000 м3 воды, то коэффициент возмещения будет равен 0,1.

У газового режима коэффициент возмещения стремится к нулю, у идеального водонапорного — к единице. Коэффициент возмещения

119