книги / Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

За абсолютную проницаемость пород принята газопроницаемость их после экстракции (метод извлечения вещества из раствора или сухой смеси с помощью подходящего растворителя – экстрагента). Для извлечения из раствора применяются растворители, не смешивающиеся с этим раствором, но в которых вещество растворяется лучше, чем в первом растворителе.

Проницаемость породы определяется при фильтрации флюидов через керн. Для оценки пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации флюида в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:

V Q k P ,

F L

k Q μ L ,

P F

где V – скорость линейной фильтрации (м/с); Q – объёмный расход флюида (м3/с); μ – вязкость флюида (Па·с); P – перепад давления (Па); F – площадь фильтрации (м2); L – длина образца (м); k – проницаемость (м2).

Под эффективной проницаемостью принято понимать проницаемость пород для какой-то одной жидкости или газа при движении в них многофазных систем или наличии в порах неподвижной жидкости или, наконец, проницаемости пород для жидкости, когда существенно влияние молекулярных явлений на границе «жидкость-порода».

kн – проницаемость горных пород по нефти при движении многофазной среды (например, нефть+вода).

kв – проницаемость горных пород по воде при движении многофазной среды (например, нефть+вода).

В настоящее время доказано, что значения проницаемости породы по газу и жидкости совпадают между собой, если достигнуто полное насыщение ее и поперечное сечение пор не столь мало, чтобы влияние молекулярных сил пристенных слоев

31

становилось ощутимым. К эффективной проницаемости нефтесодержащих пород относится также проницаемость их в естественных условиях при двухфазном или трехфазном насыщении.

Относительной проницаемостью пористой среды называ-

ется отношение эффективной проницаемости этой среды к абсолютной ее проницаемости, выраженное в процентах или долях

единицы (kон = kн/kабс, kов = kв/kабс).

2.4. Трещиноватость горных пород

Трещиноватость – свойство горных пород, нарушенность монолитности породы трещинами; этим термином также называется совокупность трещин в породном массиве.

Трещины представляют собой плоские разрывы сплошной среды в случае, если их величина на порядок и больше превосходит межатомные расстояния в кристаллической решетке. Выделяют трещины трех порядков:

трещины первого порядка – внутрикристаллические,

возникают в процессе роста и развития кристалла;

трещины второго порядка – образуются между кристаллами и в соединяющем отдельные кристаллы межкристаллическом цементе;

трещины третьего порядка – образуются в результате тектонических процессов и при ведении горных работ. Поэтому при взрывной отбойке учитывают естественную трещиноватость как начальную и возникающую при работе техники как дополнительную.

Трещины могут быть заполнены трещинными водами (грунтовыми безнапорными или напорными, что может быть опасно для горняков), газами (к примеру, метаном или углекислым газом, что также потенциально опасно), разными минеральными и органическими веществами.

От степени трещиноватости зависит правильный выбор системы разработки и параметров буровзрывных работ. Характеристикой трещиноватости является акустический показатель трещиноватостиА1 – геофизическаяхарактеристика, численноравная

32

А1 = (Ср/Сро)2,

где Ср – скорость распространения продольных упругих волн в массиве, определенная сейсмоакустическим методом; Сро – скорость распространения продольных упругих волн в образцах (отдельностях) из массива, определенная ультразвуковым методом (табл. 2.2).

Таблица 2 . 2 Характеристики трещиноватости скальных массивов

2.5. Понятие о месторождении, ловушке, пласте

Природным вместилищем для нефти, газа и воды в недрах земной коры служит хорошо проницаемый пласт-коллектор, частично или со всех сторон ограниченный относительно непроницаемыми

33

породами. Таким проницаемым коллектором называют природный резервуар. Часть природного резервуара, в котором благодаря отсутствию движения флюидов последние распространяются по плотностисогласнозаконугравитации, называютловушкой.

Залежью называется природное скопление минеральных веществ (полезных ископаемых), в том числе подземных вод, пригодных по количеству, качеству и условиям залегания для промышленной разработки. Совокупность залежей этих полезных ископаемых, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади, назы-

вают месторождением нефти и газа. Если месторождение со-

держит хотя бы одну промышленную залежь, то оно является промышленным месторождением.

Залежь нефти представляет собой один или несколько пластов, ограниченных непроницаемыми горными породами (покрышками). Пласт – геологическое тело, сложенное осадочными метаморфическими горными породами, имеющими форму, близкую к плоской (толщина во много раз меньше площади его распространения), две близкие поверхности напластования (подошву и кровлю), примерно однородный состав (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Нефтяной пласт

Залежи с активной энергией пластовых вод можно разбить на три группы:

пластовые нефтяные залежи с хорошей или средней проницаемостью коллекторов, окруженные краевыми водами;

массивные нефтяные залежи, подстилаемые на всей площади подошвенной водой;

34

литологические залежи нефти, имеющие хорошую связь

скраевыми водами.

К залежам нефти с ограниченной пластовой энергией следует отнести залежи, в которых из-за низкой проницаемости коллектора или литологической его изменчивости, наличия дизъюнктивных нарушений, приводящих к экранированию залежи, не проявляется активность пластовых вод. Основные типы залежей представлены на рис. 2.3.

Рис. 2.3. Типы залежей: а – нефтяная задежь: 1 – сводовая нефтегазовая залежь, 2 – массивная нефтяная залежь; б – тектонически экранированная нефтяная залежь; в – нефтяная залежь с соляным куполом; г – стратиграфически ограниченнаянефтянаязалежь

Геологический профиль нефтяной залежи представляется в виде вертикального сечения земной коры от поверхности в глубину, как показано на рис. 2.4. Геологический разрез со-

35

ставляется по геологическим картам, данным геологических наблюдений и горных выработок (в том числе буровых скважин), геофизическим исследованиям и др. Ha геологическом профиле показывают условия залегания, возраст и состав горных пород. Горизонтальные и вертикальные масштабы обычно соответствуют масштабу геологической карты.

Рис. 2.4. Геологический профиль

Структурные карты (рис. 2.5) – карты, отображающие какую-либо опорную геологическую поверхность (кровля или подошва стратиграфических подразделений, маркирующие слои и горизонты, поверхности несогласий, разрывных разрушений, залежей полезных ископаемых, водоносных горизонтов и т.п.), скрытую на глубине. При построении используются данные, полученные при геологической съёмке, бурении скважин, проведении горных выработок или при геофизических исследованиях, по которым устанавливаются высотные отметки опорной поверхности в разных точках площади исследования. Изображение формы и глубины залегания даётся с помощью стратоизогипс (линии, имеющие одинаковые стратиграфические отметки).

36

3. НЕФТЯНАЯ СКВАЖИНА. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН. КЛАССИФИКАЦИЯ

3.1. Понятие о скважине

Скважина нефтяная – вертикальная или наклонная горная выработка большой длины и малого поперечного сечения, соединяющая пласт в недрах с поверхностью земли. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм.

Конструкция скважины (рис. 3.1) должна обеспечить:

–прочность и долговечность крепления стенок скважины;

–изоляцию проходимых газоносных, нефтеносных и водоносных горизонтов друг от друга, а также от намеченного эксплуатационного объекта;

–успешное бурение до проектной глубины и возможность осуществлениянамеченнойсистемыразработкиместорождения;

–возможность применения запроектированного способа

ирежима эксплуатации.

Основным документом бурящейся скважины является буровой журнал, который обычно заполняет буровой мастер. Так как скважина является очень дорогостоящим объектом, в последнее время за буровой закрепляют ответственного инженер- но-технического работника от заказчика.

Направление – устанавливается с целью перекрытия верхних неустойчивых четвертичных отложений, предохранения стенок скважины от осыпания. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5 до 40 м.

Кондуктор – устанавливается с целью разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции газодинамических

38

проявлений и пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросного оборудования и подвески последующих колонн. Глубина спуска от 200 до 800 м.

Рис. 3.1. Конструкция скважины: 1 ‒ обсадные трубы; 2 ‒ цементный камень; 3 ‒ пласт; 4 ‒ перфорация в обсадной трубе и цементном камне; Ι ‒ направление; ΙΙ ‒ кондуктор; ΙΙΙ ‒ промежуточная колонна; ΙV ‒ эксплуатационная колонна

Техническая колонна – устанавливается для перекрытия пластов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).

Эксплуатационная колонна – спускается на всю длину скважины для разобщения продуктивных горизонтов и для подъема продукции на поверхность, в нагнетательных скважинах – для закачки воды в продуктивные пласты. При эксплуатации скважин внутри эксплуатационной колонны производят различные технологические операции: замену насосного оборудования, установку пакера, различные способы воздействия на призабойную зону (гидроразрыв, кислотные, тепловые обработки и т.д.).

Для газовых скважин конструкция аналогична нефтяным. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем. В отличие от нефтяных скважин,

39

обсадные трубы в газовых скважинах цементируются до устья в связи с необходимостью большей герметизации заколонного пространства.

Перед спуском эксплуатационной колонны на скважине производится комплекс геофизических работ с целью:

–выявить нефтеносные пласты;

–установить фактическую глубину их залегания;

–выявить эффективные толщины;

–предварительно оценить коллекторские свойства намеченного к испытанию интервала.

После цементирования эксплуатационной колонны и схватывания цемента проводят перфорационные работы, затем оборудуют устье скважины, устанавливают фонтанную или другую арматуру. Вызов притока нефти или газа является завершающим этапом при строительстве скважины.

Впоследнее время буровые предприятия сдают скважины «под ключ», т.е. в работающем состоянии. Если скважина не запускается фонтанным способом, то буровое предприятие устанавливает станок-качалку или спускает в скважину УЭЦН. Скважина сдается предприятию, эксплуатирующему нефтяное или газовое месторождение, врабочемсостоянииисполученнойпродукцией.

3.2.Классификация скважин

Внефтяной и газовой промышленности скважины классифицируют по следующей схеме.

Скважина газовая – скважина, которая пробурена к газоносному горизонту и используется для извлечения газа и газового конденсата.

Скважина нефтяная – скважина, которая пробурена к нефтеносному горизонту или чаще всего нефтегазоносному и используется только для извлечения нефти. Скважина не может использоваться для добычи газа, что связано с устройством самой скважины, а главное – со спецификой подготовки нефти к транспортировке; газ перед транспортировкой очищается и осушается согласно СНиП, ТУ и другим нормирующим документам.

40