Doslidjenya

Конденсатом називають вуглеводневу суміш ( C5 C6 +

вищ.), що знаходиться в газоконденсатному покладі в газоподібному стані і яка випадає у вигляді рідини при зниженні пластового тиску до тиску початку конденсації і нижче його в процесі розробки покладу.

Тиск початку конденсації - пластовий тиск, при якому конденсат покладу починає переходити з пароподібного стану в рідкий, що приводить до перетворення однофазної системи в двухфазну.

Ступінь насиченості газоконденсатного покладу конденсатом характеризується конденсатністю, під якою розуміють вмістрідкихВГвгазіу пластових умовах. Кількісне співвідношення фаз у продукції газоконденсатних родовищ оцінюється газоконденсатним фактором - величиною, оберненою конденсатності, що показує відношення кількості добутого (м3) газу (у нормальних атмосферних умовах) до кількості отриманого конденсату (м3), що уловлюється в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора змінюється для різних родовищ від 1500 до 25 000 м3/м3.

Під сирим конденсатом мають на увазі рідкі при стандартнихумовахвуглеводні( С5 +вищ.) зрозчиненимивних

газоподібними компонентами (метаном, етаном, бутаном, пропаном, сірководнем і ін.). Конденсат, що складається при

стандартних умовах тільки з рідких вуглеводнів ( С5 +вищ.),

називають стабільним.

За фізичними властивостями конденсати характеризуються великою розмаїтістю. Густина стабільного конденсату змінюється від 0,6 до 0,82 г/см3, молекулярна маса 90 - 160, вміст сірки від нуля до 1,2%. Температура википання

основних компонентів знаходиться в межах 40 - 200 °С, але є конденсати, кінецькипінняякихзнаходитьсявмежах350 - 500 °С.

43

Характерна особливість газоконденсатних покладів полягає в перебуванні конденсату і газу в пластових умовах в однофазовому газоподібному стані і підпорядкуванні їх законам зворотньої (ретроградної) конденсації.

Сутність зворотного випару і конденсації полягає в тому, що при тисках і температурах вище критичних ізотермічне підвищення тиску призводить до випаровування компонентів суміші, а ізотермічне зниження тиску - до їхньої конденсації.

В зоні докритичних тисків перерозподіл компонентів вуглеводнів між фазами відбувається в звичайній послідовності (пряма конденсація і випаровування), тобто при ізотермічному збільшенні тиску газові компоненти вуглеводневої суміші можуть переходити в рідкий стан, а при ізобаричному підвищенні температури - випаровуватися.

При розгляді явищ ретроградної конденсації необхідно пам'ятати, що для однокомпонентної системи критичною є максимальна температура, при якій ця однокомпонентна сполука ще може бути переведена з газоподібного стану в рідкий шляхом підвищення тиску. Тиск, що відповідає критичній температурі даної сполуки, називається його критичним тиском. Точка, у якій обидві фази (рідка і газоподібна) стають ідентичними за своїми властивостями (меніск між ними зникає), називається критичною точкою.

На відміну від однокомпонентної системи для вуглеводневої суміші температура і тиск у критичній точці не ємаксимальними, принихщеможливеіснуваннядвохфаз. Для вуглеводневої суміші критичними точками, при яких ще

криконденбара Pmax .

Вверх від кривої точок кипіння існує тільки рідка фаза, нижче кривої точок роси - тільки газова.

У природних умовах подібні явища властиві газоконденсатним родовищам, у пластах яких вуглеводні

44

знаходяться в газоподібному стані, а при зниженні пластового тиску нижче тиску початку конденсації (точки роси) частково переходять у рідку фазу (конденсат). Родовища цього типу відрізняються від звичайних тим, що в їхньому газі міститься значна кількість високомолекулярних вуглеводнів, що відповідаютьпотемпературікипіннябензиновим, лігроїновим, гасовим і навіть соляровим фракціям.

Випаданняконденсатувпластінегативновпливаєнайого продуктивність, тому що він змочує породи-колектори і залишається в пласті. Якщо флюїд відбирається з пласта при пластовому тиску, що перевищує тиск точки роси, конденсат цілком зберігається у флюїді, що відбирається.

Тиск, при якому випадає найбільша кількість конденсату,

називається тиском максимальної конденсації.

При визначених тиску і температурі молекули води за допомогою водневого зв'язку утворюють кристалічні решітки, структурні порожнини яких заповнені легкорухливими молекулами газів. Тверді кристалічні сполуки, що утворюються, (клатрати) називають гідратами газів.

Умови утворення гідратів визначаються складом газів, тиском і температурою. Кожному вуглеводню властива критична температура гідратоутворення, вище якої яким би не було підвищення тиску неможливо викликати гідратоутворення. За даними Ю. Ф. Макагона, критична температура гідратоутворення (°С) становить: для метану - 21,5; етану - 14,5; пропану - 5,5; ізобутану - 2,5; n - бутану - 1,0. Починаючизпентанів, ВГнеутворюютьгідратів. Формули

пропану - C3 H8 18H 2O і т. д.

Підвищення температури або зниження тиску супроводжується розкладанням гідратів на газ і воду.

Густина гідратів різних газів змінюється в інтервалі від 0,8 до 1,8 г/см3. Природні гази утворять гідрати густиною від

45

0,9 до 1,1 г/см3. Великі скупчення гідратів газів створюють газогідратні поклади, для формування і збереження яких не потрібні літологічні покришки. При відповідних термодинамічних умовах вони самі служать непроникними екранами для звичайних нафтових і газових покладів. Зони гідратоутворення приурочені в основному до районів поширення вічномерзлих порід, що складають близько 23 % загальної території суші на Землі при глибині промерзання гірських порід 500 - 700 і навіть 1000 м.

Контрольні питання до лекції 2

1 Які газові та газоконденсатні родовища відкрито в межах шельфів Чорного та Азовського морів?

2 Що ви розумієте під “геостатичним тиском”, як його визначають?

3 Які типи порід-колекторів Ви знаєте? Дайте характеристику кожному зокрема.

4 Якими основними показниками прийнято характеризувати фільтраційні та колекторські властивості порід-колекторів?

5 Охарактеризуйтегірничо-геологічніумовиШтормового родовища шельфу Чорного моря.

6 Охарактеризуйте гірничо-геологічні умови Архангельського родовища шельфу Чорного моря.

7 Що таке “нафта”, її склад?

8 Як класифікуються нафти за вмістом смол, сірки та парафінів?

9 Дайте характеристику густині та в’язкості нафти.

10 Охарактеризуйте колориметричні властивості нафти.

11 Що Ви розумієте під коефіцієнтом термічного

розширення нафти ан та коефіцієнтом стиснення нафти н ?

Охарактеризуйте їх.

12 Що ви розумієте під газовмістом пластової нафти G та об’ємним коефіцієнтом пластової нафти в?

13 Дайте аналіз складу природних вуглеводневих газів? 14 Що ви розумієте під такими параметрами газу, як:

густина газу, відносна густина газу (за повітрям), теплота

46

згоряння газу та в’язкість газу?

15 Дайте характеристику ідеальному та реальному газу на основі рівняння Клапейрона-Менделєєва.

16 Що Ви розумієте під приведеними та критичними тисками і температурами газів?

17 Проаналізуйте стан газів на основі законів Гей-Люсака та Бойля-Маріотта.

18 Проаналізуйте стан газів на основі законів Дальтона та Амага.

19 Що вважають конденсатом, охарактеризуйте його.

20 Охарактеризуйте властивості конденсату.

21 Що Ви розумієте під гідратами газів, проаналізуйте їх.

47

ЛЕКЦІЯ 3 ПРОЕКТУВАННЯ КОНСТРУКЦІЙ ВИБОЇВ

СВЕРДЛОВИН І ТЕХНОЛОГІЙ ЇХ СТВОРЕННЯ

3.1 Аналіз основних типів конструкцій вибоїв свердловин

Під конструкцією вибою свердловини прийнято розуміти співвідношення елементів системи “свердловина-кріплення в конкретному інтервалі продуктивного об’єкта”, які повинні забезпечити стійкість стовбура сердловини, розмежування напірних пластів, ремонтно-ізоляційні роботи та найголовніше довготривалу експлуатацію свердловини з оптимальним дебітом.

З моменту початку розбурювання продуктивного пласта починаються заключні роботи по будівництву свердловин, які називаються закінчуванням свердловин. Однією із складових частин якісного закінчування свердловин є правильний вибір конструкції вибою свердловини, яку визначають виходячи з урахування стану продуктивних об’єктів, які підлягатимуть експлуатації.

Однорідним колектором вважають пласт, який по всій своїй товщині є з літологічної точки зору однотипним, має приблизно однакові фільтраційні властивості і пластові тиски в пропластках, насичених лише або нафтою, або газом, або водою. Границі зміни проникності порід в пропластках не повинні виходити за межі одного з наступних класів:

1)К > 1мкм2 ; 2) К 0,5.....1мкм2 ; 3)

К0,1.....0,5мкм2 ;

4)К 0,05.....0,1мкм2 ; 5) К 0,01.....0,05мкм2 ;

6) К 0,001.....0,01мкм2 .

Пласт вважають неоднорідним, якщо він розчленований пропластками з різних типів порід з проникністю, значення яких виходять за межі, що вказані вище, містить підошвенну воду, газову шапку або чергування нафтогазоводонасичених пропластків з різним пластовим тиском.

До міцних колекторів відносять породи, які при проектних депресіях в процесі освоєння і експлуатації

48

свердловинизберігаютьсвоюстійкістьінеруйнуютьсяпіддією фільтраційних і геостатичних навантажень.

До слабозцементованих колекторів відносять нестійкі породи, продукти руйнування яких при експлуатації свердловин виносяться на поверхню разом з флюїдом.

Високими, нормальними і низькими пластовими тисками вважаються тиски, які мають градієнти відповідно:

Аномально низьким пластовим тиском вважають тиск, при якому

Високопроникним колектором вважають пласт, в якого порова ( Кп ) або тріщинна ( Ктр. ) проникність мають значення

відповідно більше 0,1мкм2 та 0,01мкм2 . При значеннях Кп і Ктр. менше вказаних величин колектор вважається

малопроникним.

Близькорозташованими пластами по відношенню до продуктивного об'єкта вважаються такі, що знаходяться на відстані меншій від 5 м.

За фракційним складом розрізняють пісковики

49

... 0,25 мм), середньозернисті (0,25 ... 0,50мм) і грубозернисті

(0,5 ... 1 мм).

Основними факторами, що визначають вибір конструкції вибою, є спосіб експлуатації об'єкта, тип колектора, механічні властивості порід продуктивного пласта і умови його залягання.

В залежності від способу експлуатації продуктивні об'єкти ділять на ті, що експлуатуються окремо, спільно і спільнороздільно.

При роздільній експлуатації об'єктів можливе застосування всіх випробуваних в наш час конструкцій вибою.

При сумісній або сумісно-роздільній експлуатації вимагається ізоляція продуктивних горизонтів один від одного, тому вони повинні бути перекриті суцільною або потайною колоною з обов'язковим їх цементуванням.

За геологічними умовами залягання нафтового покладу, типом колектора і властивостями порід продуктивного горизонту виділяються чотири основні види об’єктів експлуатації:

- колектор однорідний, міцний гранулярного або тріщинного типу. Близько розташованих водонапірних і газоносних горизонтів нема. Відсутні підошвенні води;

- колектор однорідний, міцний гранулярного або тріщинного типу. В покрівлі пласта є газова шапка або близько розташовані напірні об’єкти;

- колектор однорідний і неоднорідний за літологічним складом порід, за фільтраційною характеристикою відноситься до колекторів порового або тріщинного типів, характеризується чергування стійких і нестійких порід, водо- і газовміщуючих пропластків з різними пластовими тисками.

- колектор слабозцементований, гранулярний, великої пористості і проникності з нормальним або низьким пластовим

50

тиском. При його експлуатації має місце руйнування пласта і виніс піску із свердловини.

На рис. 3.1. зображені основні типи конструкцій вибоїв свердловин.

Рисунок 3.1 - Основні типи вибоїв свердловин

Конструкція закритого вибою (рис. 3.1, а) необхідна для ізоляції продуктивних горизонтів одного від іншого з метою забезпечення їх розробки за системою “знизу-вгору” або для сумісно-роздільної експлуатації. Продуктивний об’єкт перекривається суцільною або потайною колоною, яка

51

обов’язково зацементовується. Конструкція цього типу використовується в таких випадках:

-в неоднорідному колекторі порового або тріщинного типів, в якому чергуються стійкі і нестійкі породи, водота газовміщуючі пропластки з різними пластовими тисками;

-при необхідності кріплення неоднорідних колекторів з метою ізоляції близькорозташованих газоводонафтових пластів;

-коли колектор характеризується високими значеннями

як порової Кп так і тріщинної Ктр проникності порід;

-коли необхідно забезпечити сумісну, роздільну або суміснороздільну експлуатацію продуктивних об’єктів.

Конструкції з відкритим вибоєм (рис. 3.1, б, в, г), призначені для закінчення свердловин в умовах, коли застосування тампонажного матеріалу є недопустимим через погіршення колекторських властивостей пласта. Продуктивний об’єкт залишається відкритим (рис. 3.1, б) або перекривається незацементованим фільтром (рис. 3.1, в, г). Умови застосування конструкцій з відкритим вибоєм є наступні:

-якщо колектор однорідний гранулярного або тріщинного типу, стан якого не допускає застосування тампонажних матеріалів;

-врозрізіколектораєвідсутніблизькорозташованіводяні або газоносні пласти і в його підошві нема води;

-у випадку, коли колектор складений міцними породами;

-використовується роздільний спосіб експлуатації

об’єкта.

Конструкції вибою змішаного типу (рис. 3.1, д, е) поєднують в собі елементи конструкцій відкритого і закритого вибоїв. Вони є доцільними в однорідних покладах для ізоляції близькорозташованих до покрівлі продуктивних об’єктів напірних горизонтів. З цією метою в верхню частину

52