8-билет
І. Выбор технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в различных усло¬виях.
ІІ. Операции вскрытия нефтяных пластов
ІІІ. Типы природных резервуаров и их основные фильтрационно-емкостные свойства. Флюиды и флюидоупоры.
Выбор технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в различных усло¬виях.
При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений стремятся получить максимально возможный дебит каждой скважины, что способствует уменьшению числа до¬бывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения. Однако следует отметить, что в уже эксплуатирующихся скважинах регулирование дебитов газа возможно лишь в результате изменения диаметров фонтанных труб и газопроводов, со¬вершенствования конструкции забоя и проведения мероприятий технологического характера.
Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются ус¬ловия, при которых обеспечиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ог¬раничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности. Различают фактический и расчетный технологический режим.
Фактический технологический режим устанавливает геологическая служба ежеквар¬тально или раз в полгода в соответствии с данными проекта, результатами исследования, опыта эксплуатации.
Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработ¬ки на много лет вперед. При составлении проекта разработки определяют изменение дебита, забойного и устьевого давлений во времени в зависимости от добычи газа в целом по ме¬сторождению.
Существует шесть технологических режимов
1) Режим постоянного градиента давления
2) Режим постоянной депрессии
3) Режим постоянного дебита
4) Режим постоянного забойного давления
5) Режим постоянного давления на головке скважины
6) Режим постоянной скорости при забое
Расчеты технологического режима производят для трех случаев:
1) Когда задана зависимость отбора газа во времени, т.е. Qr = Qr (t);
2) Когда отбор газа постоянный Qr = const;
3) Для периода падающей добычи при постоянном числе скважин, т.е. п = const
Режим постоянного градиента давления {¥= const) характерен для условий разработки,приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при высоких от¬борах газа из скважины.
Классификация пород по Шахназарову А. А.:
1) Неустойчивые породы при размокании приходят в состояние текучести, раз¬ рушаются при 0/ до 0,5 МПа/м;
2) Слабо устойчивые породы 0,5 < Ц/ < 10 МПа IM;
3) Средне устойчивые породы 10 < 0/ < 15 МПа1 м;
4) Устойчивые породы, не разрушаются при I// > 15 МПа I м.
Значение градиента давления определяют для начального дебита, при котором еще не наблюдается разрушения породы:
Режим постоянной депрессии. АР = Р„-Р,=* const
Этот режим используют в тех же случаях, что и режим постоянного градиента.
Режим постоянного дебита - Этот режим удобен с точки зрения осуществления на практике. Он применяется для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления не достигнет опасного значения.
Режим постоянного забойного давления применяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение забойного давления, например, в случаях выпадения конденсата на забое скважины.
Режим постоянного давления на головке скважины является разновидностью режима Р3 = const, более удобным для осуществления на практике. Он применяется в бескомпрессорный период эксплуатации, для поддержания в газопроводе постоянного давления, а также для осуществления низкотемпературной сепарации.
Режим постоянной скорости на забое применяется в случаях, если происходит разрушение коллектора, а также в случае большого выноса с забоя скважины твердых частиц и прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа.
Операции вскрытия нефтяных пластов.
Вскрытие пласта – это комплекс операции для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие – это процесс углубления скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное вскрытие – это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (и эксплуатационной) колонны.
В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.
Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рис. 1.).
1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. .1, б) или хвостовика (рис. .1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. .1, а).
2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис..1, в).
3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. .1, г).
Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.
Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.
1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.
2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.
3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.
При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.
Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.
Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.
В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.
Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм.
Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.
* Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва.
Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ).
При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт.
В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.
Основные фильтрационно – емкостные свойства природных резервуаров. Типы природных резервуаров. Флюиды и фдюидоупоры.
Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве.
Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.
В залежах вместилищами нефти, газа и воды являются породы-коллекторы, а неколлекторы являются породами ограничивающими залежь (покрышками).
Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е. существованием пустотного (емкостного) пространства, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот(пор).
Коэффициентом пористости т, называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр:
т= Vпор/ Vобр (1.1)
Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. Различают пористость полную (абсолютную) и открытую. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т.д. По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы:
1)сверхкапиллярные - диаметром 2 - 0,5 мм;
2) капиллярные - 0,5 - 0,0002 мм;
3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.
По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные.
Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам.Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым - с рассеянными в породе более крупными кавернами - вплоть до нескольких сантиметров.
Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн Vк. к видимому объему образца Voбр:
Кк = Vк /Voбр (1.2)
Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обус¬ловливается наличием в них трещин, не заполненных твер¬дым веществом. залежи, связанные с трещиноватыми кол¬лекторами, приурочены большей частью к плотным карбо¬натным коллекторам. Наличие разветвленной сети трещин, пронизываю¬щих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.
Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Интенсивность трещиноватости горной породы характе¬ризуется объемной Т и поверхностной Р плотностью тре¬щин:
Т = S/V; Р = l/F, (1.3)
где S — суммарная площадь про¬дольного сечения всех трещин, секущих
объем V породы; l — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых по¬верхностью площадью F.
Еще одной характеристикой трещиноватости служит гус¬тота трещин:
Г = Δn/ΔL, (1.4)
где Δn — число трещин, пересекающих линию длиной ΔL, перпендикулярную к направлению их простирания. Размер¬ность густоты трещин — 1 /м.
Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна:
Кт = bl/F, (1.5)
где b — раскрытость трещин в шлифе; l — суммарная про¬тяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа.
По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40-50 мкм и микротрещины шириной до 40 — 50 мкм. Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от до¬лей процента до 1—2 %.
Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающие емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные виды.
1. Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.
2. Коллекторы трещиноватого типа. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5-10 мкм. Такие виды коллекторов пока мало распространены.
3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного коллекторов с нормальными. Коллекторы этого вида имеют, по видимому, широкое распространение.
Проницаемость - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.
Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для её оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.
Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности норового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.
Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
(1.6)
где v — скорость линейной фильтрации;
Q — объемный расход жидкости в единицу времени;
μ — динамическая вязкость жидкости;
F — площадь фильтрации;
Δр — перепад давления;
L — длина пористой среды.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью:
(1.7)
где Qг — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению р в образце.
В Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па•с составляет 1 м3/с.
Для оценки проницаемости на практике обычно пользуются единицей Дарси, которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2.
За единицу проницаемости в 1 Дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления в 1 кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1 сП (сантипуаз) составляет 1 см3/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кгс/см2 = 105 Н/м2, 1 см3 = 10 -6 м3, 1 см2 = 10-4 м2, 1 сП = 10-3 Н • с/м2, получим следующее соотношение:
. (1.8)
Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2-3 Д и редко бывает выше.
Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом
пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотно¬шениями:
для нефтенасыщенного коллектора:
Кн + Кв = 1; (1.9)
для газонасыщенного коллектора:
Кг + Кв = 1; (1.10)
для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме ос¬таточной воды еще и остаточную нефть:
Кг + Кн + Кв = 1.
Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.. Выделяются 3 основных типа природных резервуаров: пластовый, массивный и литологически ограниченный со всех сторон. Пластовый резервуар – это сочетание значительного по площади, протяженного пластового коллектора небольшой мощности (до десятков метров) с ограничивающими его по кровле (сверху) и подошве (снизу) плохо проницаемыми породами. Ему свойственны сравнительно однородный состав и выдержанная мощность пород – коллекторов. Массивный резервуар представляет собой мощную (несколько сотни метров) толщу проницаемых пород, образующих единую гидродинамическую систему, ограниченную плохо проницаемыми породами. Коллекторы, слагающие единый массивный резервуар, могут иметь различный стратиграфический состав и возраст. Резервуары литологически ограниченные представляют собой участки проницаемых пород, ограниченные со всех сторон плохо проницаемыми породами. Это могут быть участки повышенной пористости и проницаемости в относительно однородных породах(зоны дробления, выщелачивания). В нефтяной геологии циркулирующие в пористых коллекторах жидкости (вода, нефть) и газы называются флюидами, а плохо проницаемые породы, ограничивающие пласты – коллекторы, - флюидоупорами (покрышками). Распространенными флюидоупорами являются глинистые толщи, ими могу быть соли, ангидриты.
Ловушка – часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.
Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.
Типы ловушек (рис4):
Структурная (сводовая)–образованная в результате изгиба слоев;
Стратиграфическая – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;
Тектоническая – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.
Литологическая – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.
Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.