28-билет
І. Оборудование ствола и забоя фонтанных скважин.
ІІ. Нефтяные эмульсии. Методы разрушения нефтяных эмульсий. Обезвоживание и обессоливание нефтей
ІІІ. Законтурная и приконтурная система заводнений. Их преимущества и недостатки.
Конструкция оборудования забоев скважин
В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:
механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;
возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;
возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.
Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.
1. При открытом забое (рис. 4.1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.
Рис. 4.1. Способы вскрытия пласта:
а - открытый забой; б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным
перед ее спуском; в - забой с фильтром; г - перфорированный забой
Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 4.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. 4.1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм.
Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 4.1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:
упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;
надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);
устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.
Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.
Нефтяные эмульсии. Методы разрушения нефтяных эмульсий. Обезвоживание и обессоливание нефтей.
В процессе добычи, при совместном движении нефти и воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам про¬исходит их взаимное перемешивание. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии. Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух взаимно нераство¬римых (или очень мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул). Дис¬пергированную жидкость называют внутренней, или дис¬персной фазой, а жидкость, в которой она находится, – дисперсионной, или внешней средой. При смешении нефти с водой возможно образование эмульсии двух типов: прямого - нефть в воде (Н/В), и обратного - вода в нефти (В/Н). Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, принадлежат к типу В/Н. Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от де¬сятых долей процента до 90% и более. Эмульсии типа Н/В (в воде диспергированы глобулы нефти), встре¬чающиеся в нефтепромысловой практике значительно реже, обычно содержат менее 1% нефти (в среднем 1000 мг/л). Эмульсии этих типов обладают совершенно разными свойствами и, соответственно, требуют различных методов разрушения. Для разрушения эмульсий применяются следующие методы: Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера. Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз. Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С. Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации. Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости. Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет. Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до!...2%. Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.
Законтурная и приконтурная система заводнений. Их преимущества и недостатки.
При законтурном заводнении нагнетательные сква¬жины, через которые закачивают воду в пласт, размещают за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи в зоне, занятой водой. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4 — 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 — 0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаeмости залежи с законтурной областью. Более широко за¬контурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях полу¬чены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллектора
Применение рассматриваемого вида заводнения в назван¬ных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60 — 65%). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забо¬ям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды. Линию нагнетания (т. е. линию, проходящую через нагнетательные скважины) располагают на некотором расстоянии, которое зависит от ряда факторов. К ним в первую очередь относится степень разведанности залежи: чем она луч¬ше, тем более достоверно определено положение внешнего кон¬тура нефтеносности, чем круче и выдержаннее по толщине пласт, тем ближе к контуру можно располагать скважины. В этом случае вероятность нахождения нагнетательной сква¬жины в нефтеносной части пласта будет наименьшей и, кроме того, фильтрационные сопротивления при движении воды бу¬дут минимальными, что способствует повышению эффективно¬сти нагнетания.
В реальных условиях, особенно на стадии проектирования, невозможно точно учесть влияние всех факторов и однозначно установить положение линии нагнетания. Особое значение име¬ет неоднородность пласта по проницаемости и толщине, по¬скольку перемещение фронта вытеснения в таких пластах име¬ет сложный, зачастую непрогнозируемый характер. Поэтому обычно нагнетательные скважины располагают на расстоянии до 300—500 м от внешнего контура нефтеносности.
Наиболее благоприятны для вида заводнения пласты, сло¬женные однородными песками или песчаниками с хорошей пронннаемостыо, не осложненные нарушениями и содержащие маловязкую нефть. Этот метод применяют при разработке неболь¬ших залежей, когда имеется не более трех-четырсх рядов добы¬вающих скважин, при хорошей гидродинамической связи нефте¬носной части с зоной расположения нагнетательных скважин. К недостаткам метода относятся значительные потери закачи¬ваемой воды за счет ее оттока во внешнюю область и запазды¬вающее воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания.
При приконтурном заводнении происходит более интенсивное и ускоренное воздействие на залежь.
В этом случае нагнетательные скважины располагаются в зоне нефтеносности в непосредственной близости от внешнего контура. Этот метод заводнения применяется при плохих коллекторскнх свойствах внешней водоносной области и при небольших размерах зале¬жи. К недостаткам дайной системы заводнения относится более быстрое, чем при законтурном заводнении, обводнение добываю¬щих скважин.