НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ

Нефть и газ наиболее часто встречаются в осадочных породах, хотя известны отдельные случаи их добычи и из пород другого происхождения. Осадочные горные породы образовались за счет осаждения в водной среде минеральных и органических веществ с последующим уплотнением и изменением их свойств. В этих по­родах заключено 75 % полезных ископаемых, в том числе уголь, нефть и газ.

Горные породы, которые могут содержать нефть или газ, назы­ваются коллекторами. Коллекторы делятся на карбонатные и тер-ригенные, лучшими из которых являются рыхлые пески, песча­ники, а также кавернозные и трещиноватые известняки.

Коллекторские свойства пород определяют следующие пара­метры.

Гранулометрический с о с т а в — процентное содержа­ние зерен и песчинок определенного размера. Чем однородней гра­нулометрический состав, т. е. чем меньше отличаются песчинки друг от друга по размеру, тем выше фильтрационные свойства по­роды, тем легче перемещаться в ней жидкости или газу.

Пористость характеризует объем пустот: пор, каверн или трещин в породе. Отношение их объема ко всему объему породы называют коэффициентом пористости.

Проницаемость — свойство породы пропускать через себя жидкость или газ. Фильтрация нефти или газа через пористую по­роду возможна не во всех случаях.

В настоящее время у ученых нет единой точки зрения в вопро­сах, касающихся процесса происхождения нефти. Не рассматри­вая подробно эту проблему, можно сказать, что нефть и газ после своего возникновения в глубине земли мигрируют и в конце кон­дов попадают в ловушки — проницаемые пласты пород, окружен­ные сверху и снизу мало- или непроницаемыми породами. В таких природных резервуарах газ, нефть и вода распределены в соответ­ствии с законом гравитации — сверху газ, потом слой нефти и подпирающая его вода (рис. 1.1). Глубина залегания продук­тивных пластов изменяется от десятков метров до нескольких ки­лометров, а толщина пластов от долей до сотен метров. Про­дуктивный пласт может быть сплошным или состоять и.ч не­больших пластов, разделенных тонкими малопроницаемыми поро­дами.

Под термином «месторождение нефти или газа» обычно подразумевают одну или несколько ловушек, в которых в настоящее

 

время находятся нефть и газ. Ме­сторождение, как правило, содер­жит несколько залежей с одно­типными структурами.

Перемещению нефти, газа в пластах препятствуют внутрен­нее трение жидкости и газа, обусловленное их вязкостью, тре­ние о стенки пор и каналов пла­ста, в котором происходит дви­жение, капиллярные и поверхно­стные силы, удерживающие нефть в порах в результате сма­чивания ею стенок.

Рис. 1.1. Схема месторождения: 1— пласт содержащий нефть;  2 — пласт, содержащий газ; 3 — пласт со-держащий воду

Нефть и газ находятся в пла­сте под давлением, которое, как правило, зависит от глубины за­легания пласта. Это давление, в частности, обусловлено весом пород, располагающихся над пластом. Под действием горного давления порода уплотняется, объем пор уменьшается и давле­ние передается жидкости. В зависимости от условий залегания давление жидкости или газа, находящихся в пласте, — пластовое давление - может быть больше, меньше или равно горному давлению.

По виду пластовой энергии, точнее, по источнику, используемо­му при эксплуатации нефтяной или газовой залежи, различают несколько режимов дренирования (или несколько режимов зале­жи).

Водонапорный режим — это режим, при котором движе­ние нефти к скважинам обусловлено давлением краевой (контурной) воды. При этом объем вытесненной нефти компенсируется объемом воды, поступающей из поверхностных источников. Если нефтяная залежь не сообщается с поверхностными источниками или воды из них поступает меньше, чем отбирается нефти, то дебиты скважин будут постепенно снижаться. При водонапорном режиме залежи эксплуатируют до тех пор, пока контурная вода не достигнет скважины.

Упруговодонапорный (упругий) режим эксплуата­ции развивается в том случае, если содержимое пласта вытесняет­ся в скважину в результате упругого расширения пластовой жид­кости и вмещающей ее породы.

Газонапорный режим работы наблюдается при нали­чии газовой шапки, т. е. при использовании энергии свободно­го газа.

Режим растворенного газа обусловлен выделением в пласте растворенного ранее в нефти газа, пузырьки которого рас-

ширяются и выталкивают нефть из области более высокого в об­ласть низкого давления, т. е. в скважину.

При гравитационном режиме нефть передвигается к скважинам под действием силы тяжести, т. е. по существу стекает в скважину.

Нефтяную залежь разрабатывают при различных режимах, причем переход от одного режима эксплуатации к другому проис­ходит плавно. Отдельные части залежи могут разрабатываться на разных режимах. Так, в скважинах, близко расположенных к га­зовой шапке, нефть может вытесняться за счет ее энергии и энер­гии выделяющегося растворенного газа, а в скважинах, находя­щихся на внешнем контуре,— за счет напора контурных вод.

В месторождениях газа отбор его из пласта производят за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. При эксплу­атации месторождений пластовое давление снижается пропорцио­нально отбору газа вследствие отсутствия внешних источников его поддержания. Добычу газа продолжают до тех пор, пока его дав­ление не становится близким к атмосферному.

При разработке месторождения стараются извлечь из пласта максимум нефти или газа в кратчайшие сроки при минимальных затратах и соблюдении норм по охране недр. Соотношение извле­ченной из пласта нефти и первоначально имеющейся характери­зуется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит как от особенностей месторождения (проницаемости по­роды, вязкости нефти и т. п.), так и от технологии его эксплуата­ции.

Повышение нефтеотдачи — одна из основных проблем нефте­добывающей промышленности в настоящее время. Решение этой задачи достигается как использованием рациональной системы разработки месторождения в целом, так и воздействием на пласт и его призабойную зону.

Естественная пластовая энергия не обеспечивает требуемый от­бор нефти в течение всего срока эксплуатации месторождения, а также не позволяет извлечь из пласта всей содержащейся в нем нефти.

Для повышения отбора нефти и увеличения коэффициента неф­теотдачи применяют искусственное поддержание пластовой энер­гии на основной стадии разработки месторождения, а также ряд вторичных методов.

К методам поддержания пластового давления относятся прежде всего закачка воды в пласт или газа в газовую шапку. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещенные, например, за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи, в результате чего создается искусственный кон­тур питания залежи водой. По мере перемещения контура нефте­носности эксплуатационные скважины переводят в нагнетательные для закачки в них воды. Поддержание пластового давления па заданном уровне возможно при превышении объема закачиваемом воды над объемом извлекаемой жидкости и газа, поскольку член.

нагнетаемой воды уходит в периферийные области пласта. Зака­чиваемая вода должна проходить специальную обработку: фильт­роваться, очищаться от микроорганизмов и бактерий, смягчаться, стабилизироваться, а в ряде случаев и нагреваться.

Помимо закачки в пласт простой технической воды применяют и ряд других методов, например закачку воды, обработанной по­верхностно-активными веществами (ПАВ), способствующими вы­мыванию нефти, остающейся, в порах пласта. Концентрация ПАВ в воде составляет доли процента, однако при значительных объе­мах закачки требуемое количество ПАВ велико.

Нефть из пласта можно вытеснять также оторочкой загущен­ной воды. Повышение вязкости воды достигается добавлением в нее специальных химикатов, после чего она закачивается в пласт, образуя буферную зону — оторочку, которую продавливают обыч­ной водой.

В ряде случаев в пласт закачивается также сжиженный угле­кислый газ с его продавкой специально обработанной водой.

Для уменьшения вязкости нефти в пласт закачивают горячую воду или пар. Для определенных месторождений, например с вяз­кими нефтями, закачка холодной воды не допускается вообще, по­скольку это приводит к уменьшению температуры продуктивного пласта и резкому ухудшению его проницаемости. Температуру пласта можно повысить путем поджога в нем нефти и создания в пласте фронта горения, перемещающегося по мере выгорания ос­татков нефти и закачки в пласт воздуха. Теплота, выделяющаяся в результате горения, а точнее, окисления нефти, приводит к сни­жению ее вязкости, а образующийся пар способствует вытеснению

нефти.

Наиболее эффективным, но и самым дорогим способом являет­ся вытеснение нефти растворителем, который растворяет и нефть, и воду. При этом исчезает граница раздела этих жидкостей и обес­печивается наиболее полный вынос нефти из пласта.

 

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН

 

Скважиной называют вертикальную или наклонную горную вы­работку с круглым поперечным сечением диаметром порядка не­скольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность — стволом, а выход на поверхность — устьем.

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, че­рез которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует коль­цо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после

выполнения всех этих работ вертикальный или наклонный капал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположен­ными на поверхности земли, и является скважиной.

В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового дав­ления и т. д. используют различные конструкции скважин, отлича­ющиеся числом рядов концентрически расположенных обсадных труб различных диаметров, спускаемых на различные глубины. Совокупность колонн обсадных труб различного диаметра и дли­ны, спущенных в скважину, называется конструкцией скважины.

В зависимости от расположения и назначения каждого ряда труб различают:

направление — первый ряд труб, спускаемых на глубину до 40 м для предохранения устья скважины от размывания промы­вочной жидкостью и исключения межпластовых перетоков и заг­рязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эк­сплуатации скважины;

кондуктор — второй ряд труб с максимальной глубиной спуска до 500-—600 м, предназначенный для обеспечения устойчи­вости стенок скважины в верхнем ее интервале. В процессе буре­ния эта колонна труб препятствует проникновению бурового раст­вора и других технологических жидкостей, используемых при бу­рении скважины, в водоносные горизонты;

технические (или промежуточные) колонны — один или несколько концентрически расположенных рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водо­носных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения или зон с неустойчивыми, плохо сцементированными породами. В зависимости от конкретных условий их число и глубина спуска меняются. При благоприятных условиях бурения они могут вооб­ще не использоваться.

эксплуатационная колонна — последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колон­ну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуществляют с использованием только эксплуатационной колонны.

Техническая и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глубину — от забоя до устья скважины или перекрывать не-обсаженный интервал ствола скважины от забоя до предшествую­щей колонны. Такие колонны называют хвостовиками.

Если конструкция скважины включает помимо направления и кондуктора только эксплуатационную колонну, то ее называют од­ноколонной, при наличии одной или нескольких промежуточных колонн ее называют соответственно двух- или многоколонной (рис. 1.2).

В настоящее время при бурении скважин в большинстве слу­чаев стремятся ограничиваться эксплуатационной колонной дпа-

7

Рис. 1.2. Схема конструкций скважин:

а, б — с двумя обсадными колоннами; в — с тремя обсадными колоннами; 1 — кондуктор; 2 — эксплуатационная колонна; 3 – техническая колонна; г — схема колонной головки: 1 — фланец катушки; 2 — пробка; 3— корпус головки; 4 — уплотнение; 5 — корпус уплотнения; 6 — клинья, 7 — патрубок; 8 — фланец; 9 — эксплуатационная колонна; 10 — фланец кон­дуктора

метром 146 или 168 мм, позволяющими спускать в них оборудова­ние, обеспечивающее при механизированной добыче нефти дебиты порядка 700 м³/сут (а при фонтанном способе и выше), а газа — до 500 тыс. м³/сут. Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания це­ментный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключа­ет перетоки между ними, защищает обсадные трубы от корродиру­ющего воздействия минерализованных пластовых вод.

У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем флан­це монтируют оборудование для эксплуатации скважины.

К завершающему этапу бурения относится вскрытие продук­тивного пласта. Способ вскрытия зависит от пластового давления, устойчивости пород продуктивного пласта, его проницаемости и т. п. При вскрытии пласта должны быть приняты меры для предот-

вращения открытого фонтани­рования, сохранения природ­ных фильтрационных свойств пласта, исключения попадания в его поры бурового или тампонажного раствора. Техноло­гия вскрытия пласта должна обеспечивать длительную его эксплуатацию и максималь­ный приток нефти и газа в скважину.

Применяемый способ вскры­тия предопределяет форму и размеры отверстий (рис. 1.3), соединяющих внутреннюю по­лость эксплуатационной ко­лонны с продуктивным пла­стом. Для этого используются пулевые, торпедные, кумуля­тивные и гидропескоструйные перфораторы.

Рис. 1.3. Форма отверстий при вскры­тии с использованием различных спосо­бов перфорации: а — пулевая; б — торпедная; в — кумулятив­ная; г — гидропескоструйная; 1 — колонна обсадных труб; 2 — цементное кольцо; 3 — пласт

Пулевые перфораторы опускают в скважину на специальном электриче­ском кабеле. При подаче элек­трического импульса происхо­дит залп и в радиальном на­правлении выстреливаются пу­ли диаметром 12,5 мм, которые, пробивая обсадную колонну и це­ментное кольцо, внедряются в продуктивный пласт. В результате образуются каналы, длина которых в зависимости от прочности породы и типа перфоратора составляет 65—150 мм.

Более эффективны торпедные перфораторы, стреляю­щие разрывными снарядами диаметром 22—32 мм замедленного действия, при взрыве которых образуются каверны глубиной до 100—160 мм. Недостатком и тех и других является возможность образования трещин в обсадной колонне и цементном кольце.

При использовании кумулятивных перфораторов от­верстие в колонне, цементном кольце и продуктивном пласте об­разуется за счет прожигания их сфокусированной струей газов, возникающих при взрыве кумулятивных зарядов и движущихся со скоростью 6000—8000 м/с. При этом давление струи газа на стенку скважины составляет до 30 ГПа. Кумулятивный эффект достигается за счет создания на поверхности заряда выемки осо­бой формы. В породе образуется сужающийся канал глубиной до 350 мм с максимальным диаметром 8—14 мм. К недостаткам этого способа вскрытия относится то, что в процессе перфорации струя газов увлекает за собой жидкость, которой заполнена сква­жина, и под большим давлением внедряет ее в породу пласта. При

этом происходит засорение пор пласта — кольматация, затрудняю­щая в дальнейшем приток нефти в скважину.

От недостатков пулевой и кумулятивной перфорации свободна гидропескоструйная перфорация. При использовании этого метода перфоратор спускают на колонне труб и с помощью специальных насосов нагнетают под давлением 15—30 МПа жид­кость с песком, которая, вытекая из насадок перфоратора, посте­пенно разрушает колонну, цементное кольцо и породу пласта. В результате образуется коническая полость с увеличивающимся диаметром (от 30 до 60 мм) и глубиной до 1000 мм. При этом ко­лонна не разрушается в местах, не подвергаемых воздействию по­тока жидкости, и не появляются трещины в цементном кольце.

После опробования скважины и испытания продуктивного пла­ста скважина сдается в эксплуатацию и в нее спускают подъем­ные трубы для подъема пластовой жидкости, закачки жидкости или газа в пласт.

Как и любое другое сооружение, скважина нуждается в уходе и ремонте, поскольку и оборудование, находящееся в ней и на устье, и стволовая часть, и фильтр рано или поздно разрушаются, изна­шиваются и перестают выполнять свои функции.

В процессе эксплуатации скважины может возникнуть необхо­димость перехода на новый продуктивный горизонт (т. е. другой пласт), лежащий выше или ниже уже освоенного, углубления сква­жины или забуривания нового ствола, идущего в бок от уже имею­щегося. Помимо этого, могут возникнуть повреждения цементно­го кольца, смятие колонны обсадных труб, что усложняет или во­обще делает невозможным дальнейшую эксплуатацию скважины.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: